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GOBERNABILIDAD Y CONTRATACIÓN EN EL SECTOR HIDROCARBUROS DE LA COMUNIDAD ANDINA1

Francisco Monaldi2

Documento realizado como Parte del Proyecto: “Cooperación Energética Hemisférica: un examen de la contribución potencial del

sector hidrocarburos de la Comunidad Andina de Naciones” adelantado por la Corporación Andina de Fomento y el Banco Interamericano de Desarrollo

Diciembre, 2005

1 El autor agradece la excelente colaboración de Moisés D’Orey (Investigador CIEA-IESA), Maria Eugenia Miquilena (Investigadora CIEA-IESA) y Sandra Rodríguez (Investigadora USB), como asistentes de investigación del proyecto. Asimismo agradece a Mercedes Briceño, Ramón Espinasa, Osmel Manzano y Richard Obuchi por sus comentarios y apoyo en diversas etapas del trabajo. 2 Coordinador Académico, Centro Internacional de Energía y Ambiente (CIEA) del IESA. Profesor e Investigador, Instituto de Investigaciones Económicas y Sociales, de la UCAB. monaldi@stanfordalumni.org

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TABLA DE CONTENIDO

I. INTRODUCCIÓN 3

II. LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS EN LA COMUNIDAD ANDINA 4

III. MARCO TEÓRICO, EXPERIENCIA INTERNACIONAL Y MEJORES PRACTICAS 6

IV. GOBERNABILIDAD Y CONTRATACIÓN EN LA COMUNIDAD ANDINA 33

BOLIVIA

COLOMBIA

ECUADOR

PERÚ

VENEZUELA VI. COMENTARIOS FINALES

BIBLIOGRAFÍA

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I. INTRODUCCIÓN El presente trabajo tiene como objetivo estudiar el marco institucional, de gobernabilidad, fiscal y de contratación del sector hidrocarburos en los países de la Comunidad Andina de Naciones. Para ello en primer lugar se desarrolla un marco teórico que permite entender el rol del marco institucional en un sector con las peculiaridades del sector hidrocarburos. Entre las características específicas del sector se encuentran: la existencia de cuantiosas rentas en la explotación, la existencia de significativos riesgos en la exploración, la existencia de inversiones relativamente altas en costos hundidos, la propiedad estatal del recurso, entre otras. Dichas características generan incentivos particulares para los gobiernos y los inversionistas, que plantean la necesidad de crear instituciones que garanticen la credibilidad regulatoria y al mismo tiempo permitan que el Estado capture las rentas existentes. Se presentan y analizan las instituciones clave para la gobernabilidad del sector. En un primer nivel las instituciones políticas y constitucionales. Luego el Ejecutivo, el ministerio o secretaría, la agencia reguladora y la empresa estatal. Cada uno de estos actores tiene incentivos específicos que los puede llevar a tomar acciones indeseables desde el punto de vista del bienestar colectivo. La clave es diseñar el marco de gobernabilidad para que los diversos agentes tengan los incentivos correctos o sean limitadas sus acciones indeseables. La separación de los roles del Estado como dueño del recurso y cobrador de impuestos, regulador y operador es generalmente deseable. Una alternativa es la creación de una agencia independiente como ente regulador. Está es la opción utilizada por Noruega, Brasil y recientemente por Colombia. Se analizan la variedad de tipos de contratación entre los cuales destacan: las concesiones, contratos de producción compartida, contratos de servicio y empresas mixtas. Se discute el régimen fiscal, que contempla fundamentalmente impuestos a la producción (regalías) e impuestos las ganancias. La combinación de los regímenes de contratación y fiscal determinan la proporción en que se distribuyen los ingresos entre el Estado y el operador, así como los incentivos que tienen ambos actores en el desarrollo del sector. Luego se presentan las características de la gobernabilidad y contratación en los países de la región y se compara con el resto de la región y con la experiencia internacional. Finalmente, se evalúa el caso de cada país por separado y se proveen breves comentarios generales y recomendaciones. En general la región está viviendo el fin de un ciclo de inversiones, iniciado en los noventa con la muy exitosa atracción de inversión privada. En Bolivia y Venezuela, así como posiblemente en Ecuador, el significativo incremento en la producción de hidrocarburos privada, así como al significativo aumento en los precios internacionales del petróleo y el gas, han posibilitado e inducido una tendencia al endurecimiento de las condiciones fiscales y de contratación, así como una tendencia al incremento del control estatal y político. En contraste en Colombia y Perú, a pesar del relativo éxito en atraer inversiones, la declinación de producción y reservas ha llevado a hacer los marcos institucionales más creíbles y favorables para la inversión privada.

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II. LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS EN LA COMUNIDAD ANDINA

A continuación se presenta un resumen de datos estadísticos con respecto a la magnitud de las reservas, producción y consumo de los hidrocarburos disponibles en los países que conforman la Comunidad Andina (CA). Se muestran datos de los años 1994 y 2004 de la Comunidad Andian con respecto América y el mundo; en primera instancia se presentan los datos del petróleo y gas natural. Petróleo La reservas del continente americano de 162 mil millones de barriles (MMMB) representan un 13,6% de las reservas mundiales (1.188 MMMB). Los países de la CA representan un 53% de las reservas de América y 7% del mundo. La producción de petróleo de los países andinos esta en el orden de 4,2 millones BD, es decir un 20% del continente y un 5% de la producción mundial. El consumo de la región se estima en 1,1 MMBD lo cual representa casi un 4% el continente.

Reservas, Producción y Consumo de Petróleo, 1994 y 2004.

Fuentes: BP Statistical Review of World Energy 2005 y Energy information Agency 2004 y 2005. Las reservas de petróleo de Venezuela representan un 48% (77 MMMB) del continente, seguido en orden de magnitud por EE.UU., Canadá y México. Este último país ha mostrando una declinación en las reservas, las cuales pasaron de 50 a 16 MMMB entre 1994 y 2004, respectivamente. En líneas generales el continente ha disminuido la magnitud de sus reservas con respecto a la década pasada. Desde la perspectiva de la producción y consumo de petróleo México, Canadá y Ecuador han mostrado una tendencia creciente. Gas Natural

Los países de la CA con un total 5,47 Trillones de metros cúbicos (TMC) representan el 38% y 3%, de las reservas probadas de gas natural, de América y el mundo respectivamente. La producción de gas natural de los países de la región andina se estima en 4,2 miles de millones de pies cúbicos por día (MMMPCD) lo cual representa un 5% y 1,6% del continente y el mundo, respectivamente. En términos de consumo

Petróleo 1994 2004

Mundo América % Mundo América %

Reservas (MMMB) 1.017,50 171,3 16,8 1.188,60 162,1 13,6

Producción (MBD) 67.116 19.154 28,5 80.260 20.914 26,1

Consumo (MBD) 68.219 25.209 37 80.757 29.358 36,4

América CA % América CA %

Reservas (MMMB) 171,3 72,3 42,2 162,1 85,2 52,6

Producción (MBD) 19.154 3.728 19,5 20.914 4.200 20,1

Consumo (MBD) 25.209 966 3,8 29.358 1.145 3,9

CA: Países de la Comunidad Andina

(MMMB)= Miles de Millones de Barriles

(MBD)= Miles de Barriles Diarios

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los países andinos consumen menos que lo que producen 3,6 MMMPCD, es decir un 4,1% del continente.

Reservas, producción y consumo de Gas Natural, 1994 y 2004.

Fuentes: BP Statistical Review of World Energy 2005 y Energy information Agency 2004 y 2005. Por último, se presenta el detalle de la distribución de las reservas, producción y consumo de los hidrocarburos en los países CA, referenciado en las tabla previas, donde se destaca Venezuela con el 91% del total de las reservas de petróleo, y el 71% de su producción. Venezuela, Ecuador y Colombia se destacan como los países exportadores de petróleo de la región, sin embargo, este último requiere del descubrimiento de nuevos yacimientos que detengan el declive de la producción de petróleo, iniciado a partir del año 1998. Con respecto al gas natural, Venezuela y Bolivia representa el 93% del total de las reservas, y su producción es del orden del 64% y 19% respectivamente. Sin embargo, Bolivia y Perú se destacan como países de la región en capacidad de exportar gas natural, este último en proceso de desarrollo de su infraestructura para ello. Reservas, producción y consumo de petróleo y gas natural de los CA, 2004

Gas Natural 1994 2004Mundo América % Mundo América %

Reservas (TPC) 5044,0 509,0 10,1 6337,4 509,0 8,0Producción (MMMPC) 202,5 75,0 37,0 258,8 85,1 32,9Consumo (MMMPC) 201,7 75,9 37,6 259,5 87,1 33,6

América CA % América CA %Reservas (TPC) 509,0 162,4 31,9 509,0 193,2 38,0Producción (MMMPC) 75,0 3,1 4,1 85,1 4,2 5,0Consumo (MMMPC) 75,9 2,8 3,7 87,1 3,6 4,1CA: Países de la Comunidad Andina

(TMC)= Trillones de Pies Cúbicos

(MMMPCD)= Miles Millones de Pies Cúbicos por Día

Países de la Petróleo Gas naturalComunidad Andina Reservas Producción Consumo Reservas Producción Consumo

(MMMB) (MBD) (MBD) (TPC) (MMMPCD) (MMMPCD)

Bolivia(*) 0,4 41 53 31,40 0,8 0,14Colombia 1,5 551 223 3,90 0,6 0,6Ecuador (*) 5,1 535 140 0,35 0,03 0,03Perú(*) 0,9 93 153 8,70 0,1 0,1Venezuela 77,2 2980 577 148,90 2,7 2,7Total 85,16 4200 1145 193,25 4,23 3,57(MMMB)= Miles de Millones de Barriles

(MBD)= Miles de Barriles Diarios

(TPC)= Trillones de Pies Cúbicos

(MMMPCD)= Miles Millones de pies cúbicos por día

(*) Reportes "Energy Information Administration" de los diferentes países

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III. INSTITUCIONES, GOBERNABILIDAD Y CONTRATACIÓN EN LA EXPLOTACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS: MARCO TEÓRICO Y EXPERIENCIA INTERNACIONAL

III.1. Instituciones y Explotación de Hidrocarburos El marco institucional que regula la explotación de los hidrocarburos esta constituido por instituciones, organizaciones y normativas que involucran desde los niveles más elevados de la estructura política hasta los detalles específicos de los contratos con los operadores y la estructura de gobierno corporativo de las empresas estatales. Dicho marco define, entre otros asuntos, quien explota los recursos; como se distribuyen los ingresos y rentas provenientes de su explotación y como se dirimen las disputas entre los diversos actores involucrados. Asimismo, condiciona los incentivos que tendrán cada uno de los actores del sector, incluyendo a los gobiernos, ministerios, compañías estatales, agencias reguladoras, operadores privados y contratistas de servicio. En esta sección se describen cuales son los elementos fundamentales del marco institucional que regula la explotación de hidrocarburos y se desarrolla un marco analítico para evaluar los incentivos que genera y sus consecuencias sobre el desempeño del sector. Componentes del Marco Institucional El primer nivel del marco institucional esta conformado por las instituciones políticas que gobiernan un país (ejecutivas, legislativas, judiciales) a escala nacional y regional. Por las características específicas del sector petrolero su regulación suele ser materia prominente y contenciosa en el debate político nacional y regional, de manera que las instituciones políticas son parte esencial del marco institucional. Es al nivel de las instituciones políticas donde se crea, modifica e interpreta la normativa constitucional y legal que regula la explotación de los hidrocarburos. De las instituciones políticas fundamentales va a depender, por ejemplo, si es fácil o difícil cambiar las leyes y normas; sí los cambios los puede introducir unilateralmente el Ejecutivo o requieren la participación de otros actores; si el régimen regulatorio es rígido o flexible; si los actores políticos cooperan en una política petrolera de Estado o si cada gobierno sigue una política diferente, entre otras características. La estructura fundamental a este nivel la provee la Constitución que puede o no hacer referencia específica al sector. Las leyes que regulan al sector definen el régimen tributario y regulatorio aplicable. Dichas leyes son producto de este nivel y rigen al siguiente nivel. El siguiente nivel institucional esta conformado por los órganos del Ejecutivo que se encargan de definir las políticas referidas a la explotación de hidrocarburos, así como a definir y ejecutar las regulaciones específicas del sector dentro del marco previsto por las leyes. Generalmente este nivel lo dirige un Ministerio o Secretaría que forma parte del gabinete ejecutivo. Adicionalmente, en algunos países a este nivel se encuentran involucradas la empresa estatal de hidrocarburos y/o una agencia regulatoria con alguna autonomía del Ejecutivo. Dependiendo del marco legal estos actores tienen diversas atribuciones y una mayor o menor discrecionalidad en la fijación del régimen tributario y contractual que rige a un determinado proyecto. La estructura y forma de gobierno de estas organizaciones también tiene importantes consecuencias institucionales. Determinando los incentivos de los funcionarios que las componen y su autonomía.

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Finalmente, el marco institucional está reflejado en contratos o concesiones para la operación de los proyectos de explotación. Dichos contratos contienen elementos de mucho impacto en el desempeño del sector. En conjunto estos los diversos niveles del marco institucional determinan entre otros elementos los incentivos para la inversión, la distribución de la renta, la credibilidad regulatoria, así como el riesgo político y regulatorio. Características Particulares del Sector Hidrocarburos y su Impacto sobre el Marco Institucional y el Desempeño Económico Existen una serie de características particulares del sector hidrocarburos que lo diferencian de otros sectores productivos y condicionan los incentivos de los actores. En primer lugar la existencia de significativas rentas que lo hacen una atractiva fuente de recursos para el Estado. En segundo lugar, el sector petrolero se caracteriza por la alta proporción de costos hundidos (inversiones inmovilizadas) al inicio de los proyectos y los periodos relativamente largos de recuperación. Por esta razón la credibilidad de los derechos de propiedad se hace muy importante para los inversionistas. En tercer lugar, buena parte de las reservas petroleras mundiales se concentran en países en desarrollo con significativas debilidades institucionales, lo que implica que el riesgo político de las inversiones suele ser significativo. La concentración también se convierte en una poderosa herramienta para que los países exportadores puedan obtener rentas monopolísticas. En cuarto lugar, la exploración en búsqueda de hidrocarburos implica un alto riesgo geológico debido a que un alto porcentaje de los pozos exploratorios resultan no exitosos. Por ello el marco institucional debe adaptarse a las diversas etapas de exploración y desarrollo de yacimientos, de lo contrario el trato hecho en la primera etapa se hará obsoleto en las siguientes. En quinto lugar, el negocio petrolero es técnicamente complejo y genera significativas asimetrías de información entre los operadores y el Estado, con la consecuente desconfianza y costos de monitoreo. En sexto lugar, los yacimientos de petróleo y gas tienen grandes diferencias en términos de las reservas que contienen, el riesgo geológico, la gravedad, viscosidad, contenido de azufre, localización y otros factores que determinan la rentabilidad de su explotación. La Renta y sus implicaciones La renta es el excedente de ingresos por encima del costo de oportunidad de los factores de producción reproducibles, es decir trabajo y capital.3 Por definición toda la renta puede ser extraída al productor y este aún tendrá incentivos para seguir haciendo la inversión. Por esta razón, el Estado teóricamente se puede apropiar de toda la renta sin desestimular la inversión. En la practica esto último es difícil porque, como se discutirá, los esquemas institucionales de captura de rentas son imperfectos y la estimación de la parte del ingreso que constituye renta es compleja, de manera que en general los Estados (o terratenientes) no capturan toda la renta o en ocasiones se apropian de ingresos superiores a la renta. Históricamente la existencia de rentas en el sector petrolero ha sido muy significativa. Por ejemplo, en 2005 el precio del petróleo ha superado los $60 dólares por barril, cuando en la mayoría de los países los costos de producción de largo plazo

3 El costo de oportunidad es el valor de la mejor alternativa posible para ese factor. Por ejemplo el retorno del capital ajustado por riesgo en el mejor proyecto alternativo disponible.

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son inferiores a los $10 dólares. Conceptualmente se puede distinguir entre dos tipos de renta. En primer lugar la renta diferencial que se origina en el hecho de que algunos yacimientos en producción son naturalmente más rentables que otros, de manera que los productores en estas áreas podrán obtener un beneficio extraordinario o renta. Por ejemplo, Arabia Saudita tiene costos de producción muy inferiores a los prevalecientes en los Estados Unidos. Adicionalmente el hecho de que el mineral sea relativamente escaso o se concentre en poder de unos pocos países o productores puede permitir la existencia de rentas monopolísticas. Este ha sido el caso de los carteles de la OPEP y de las “Siete Hermanas” que mantuvieron los precios por encima del precio de mercado. La existencia de rentas monopólicas implica que aquellos Estados con significativa producción y reservas pueden tener como objetivo no la maximización del potencial productivo sino la maximización de la renta y consecuentemente siguen políticas que no necesariamente estimulan el desarrollo de todo su potencial productivo. Por ejemplo, Venezuela es miembro de la OPEP y en ciertos periodos ha visto limitada su producción y sus planes de inversión debido los recortes de producción implantados por la OPEP. Como se analizará más adelante, uno de los retos fundamentales del marco institucional es que permita desarrollar el potencial productivo en diversos escenarios de precio y éxito exploratorio, pero a la vez permita que la renta sea fundamentalmente capturada por el Estado para el beneficio colectivo. El impacto de la existencia de altos costos hundidos será analizado abundantemente en las secciones sobre Riesgo de Expropiación y Compromiso Gubernamental. Riesgo Geológico, Valor de los Hidrocarburos y Contratación La existencia de altos riesgos geológicos en la etapa exploratoria requiere ofrecer al inversionista altos rendimientos en compensación por dichos riesgos. En la mayoría de las áreas que se ofrecen para exploración la tasa de descubrimientos comerciales es baja (0%-30%). Los gobiernos ávidos de descubrir reservas tienen incentivos para ofrecer condiciones relativamente favorables para el inversionista. Sin embargo, una vez que se descubren y desarrollan las reservas (minimizándose el riesgo geológico) los gobiernos tienen incentivos para tomar una mayor participación en las ganancias. Las significativas diferencias en el riesgo entre las etapas de exploración y desarrollo de campos tienen implicaciones importantes para los contratos y leyes del sector. En primer lugar, los contratos de exploración, los contratos de producción de reservas ya desarrolladas, o y los contratos de recuperación de campos en declinación, deben tener características diferentes de acuerdo con los diferentes niveles de riesgo y costos involucrados. En segundo lugar, los contratos de exploración deben prever su evolución en las siguientes etapas, de lo contrario habrá grandes incentivos para que el Estado reniegue de ellos. Esto último es particularmente complejo porque para que sea rentable la exploración el inversionista no solo debe recuperar los costos de los pozos exitosos sino de los no exitosos. Similarmente hay una serie de factores, entre otros, gravedad, viscosidad, contenido de azufre y localización, que determinan el valor comercial de los hidrocarburos líquidos y gaseosos (estos últimos de menor valor comercial) de manera que dependiendo de estos factores la explotación estos yacimientos puede tener niveles de rentabilidad sustancialmente diferentes. Como discutiremos más adelante si el Estado (o terrateniente) tiene interés en que se desarrolle el potencial productivo de

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su territorio debe crear condiciones suficientemente flexibles para hacer rentable la explotación de diversos tipos de yacimientos. Asimetrías de Información y el Marco Regulatorio Uno de los problemas para que el marco fiscal y de contratación ofrezca incentivos adecuados a las empresas y su vez permita recaudar la renta, es la existencia de asimetrías de información entre el Estado y los operadores. Solo el operador conoce sus costos, inversiones y precios. El Estado obtiene esa información indirectamente de sus actividades de monitoreo y fiscalización. Esto introduce un elemento de desconfianza. Por ejemplo, las autoridades pueden desconfiar de los precios de transferencia utilizados por una compañía verticalmente integrada. Similarmente, pueden sospechar que la empresa sobre-reporta costos, o incurre en costos superiores a los necesarios por conveniencia fiscal, o traslada costos de otras unidades al proyecto en cuestión. La asimetría de información afecta el diseño institucional de varias maneras. En primer lugar el Estado tiene que incurrir en costos de monitoreo desarrollando una burocracia especializada. La experiencia de poseer una empresa estatal puede ser muy útil a este respecto, aunque a veces la autoridad recaudadora desconfía de los gerentes de la operadora estatal quienes también poseen incentivos a hacer uso estratégico de la información. Por otra parte, la desconfianza combinada con baja capacidad institucional de monitoreo puede llevar es escoger herramientas de tributación como las regalías que requieren muy poca información de las empresas (solo nivel de producción), pero que generan otras distorsiones. III.2. Riesgo de Expropiación y Compromiso Gubernamental en la Industria Petrolera4 En el último siglo en Latinoamérica, industrias con una alta proporción de activos inmovilizados (costos hundidos), como petróleo, minerales, telecomunicaciones, electricidad y distribución de agua, han sido objetivos predominantes de la expropiación gubernamental.5 En estos sectores ha habido una historia recurrente de incumplimiento de los acuerdos iniciales con los inversionistas. El típico caso evolucionó en patrones cíclicos de crecimiento y declinación en las inversiones. Empezando con un periodo con alta acumulación de capital generalmente de transnacionales extranjeras. Seguido por un periodo de creciente expropiación y limitación de los horizontes de inversión por parte de las autoridades políticas, que

4 Esta sección esta basada en Monaldi (2004) 5 La definición de expropiación que se utiliza en este trabajo incluye los casos clásicos: la confiscación de activos (sin compensación alguna) y la nacionalización (expropiación de activos con algún tipo de compensación, por lo general menor al costo de oportunidad ex ante). Ahora bien, lo que es más importante es que esta definición contempla cualquier cambio significativo en los derechos de propiedad de los inversionistas (por ejemplo, controles de precio, aumentos de impuestos, regulación progresiva) que no se haya estipulado en el acuerdo ex ante con el Estado y que impida a los inversionistas recuperar su capital más un rendimiento de mercado (incluida una prima por el riesgo comercial). Cuando la expropiación no implica la apropiación de los activos, sino la extracción de los ingresos, se hará referencia a ella como expropiación de ingresos. La expropiación puede ser de jure (por ejemplo, mediante una nacionalización que se lleve a cabo con respeto a las leyes nacionales e internacionales) o de facto (por ejemplo, a través de controles de precios que violen leyes o contratos).

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generalmente tuvo como secuela una caída en la inversión privada y una consecuente declinación del sector. En una gran cantidad de casos el ciclo de inversión inicial terminó con la estatización de la industria. Después de la nacionalización una fase inicial de alta inversión pública fue común, típicamente seguida de una creciente dificultad estatal para financiar la expansión del sector y en muchos casos inclusive de la expropiación -por parte de los gobiernos- de los flujos de ingresos de las empresas estatales. El deterioro de muchas empresas estatales, la incapacidad de los Estados para financiar su crecimiento, así como la necesidad de recursos fiscales, llevo en muchos casos a la eventual reprivatización de la industria o a su reapertura a la inversión privada. El patrón de expropiación a que han sido sometidos los sectores con altos costos hundidos -en la región y en países en desarrollo en general- contrasta con su relativa inexistencia en otros sectores. En muchos casos dichas industrias se encuentran muy lejos de desarrollar su potencial a pesar de su alta rentabilidad (Monaldi, 2004). En general, las autoridades políticas tienen claros incentivos –ex ante antes de que las inversiones se hayan materializado– para cerrar acuerdos que induzca a los capitalistas a invertir. Los gobiernos y los políticos normalmente se benefician al atraer nuevas inversiones. El problema de incentivos se presenta ex post, una vez que los activos han sido instalados. En ese momento, las autoridades gubernamentales podrían tener incentivos para comportarse de manera oportunista y hacer uso de su control soberano sobre la tributación, la reglamentación y otras prerrogativas del Estado para expropiar los ingresos (o los activos). Una industria con importantes inversiones inmovilizadas es especialmente vulnerable a la expropiación oportunista por parte de las autoridades políticas. Los activos inmovilizados (o costos hundidos) son aquellos que, una vez instalados, es muy costoso darles un uso diferente. Si los inversionistas decidieran no continuar operando el proyecto y procedieran a trasladar el activo inmovilizado para darle un uso diferente, su valor en términos de la siguiente mejor alternativa (su costo de oportunidad) sería significativamente menor que su valor en su uso actual. Si el gobierno expropia los ingresos impide al inversionista recuperar su capital inmovilizado en el largo plazo, pero el propietario de los activos sigue teniendo un incentivo ex post para continuar operando. Si decidiera abandonar el proyecto y trasladar los activos inmovilizados, obtendría un retorno menor que si se quedara. La expropiación de los ingresos o de los activos podría aportar importantes beneficios políticos para las autoridades, especialmente en el corto plazo. Las autoridades pueden beneficiarse en forma directa al obtener recursos fiscales adicionales para ser gastados de forma políticamente provechosa. Asimismo, puede reflejarse en importantes beneficios políticos indirectos para las autoridades gubernamentales. La transferencia de rentas a grupos electoralmente importantes constituye una forma de expropiación de ingresos. Por ejemplo, la fijación del precio de los servicios públicos o de los productos domésticos derivados del petróleo por debajo de su costo de oportunidad de largo plazo representa una transferencia implícita a grupos de electores.

Las autoridades políticas podrían tener que enfrentar costos directos como consecuencia de su decisión de expropiar ingresos (o activos) si la expropiación ocasiona una disminución importante (o el cese) de la producción, como consecuencia de que la producción deje de ser rentable para el inversionista. Los costos directos, relacionados con una contracción inmediata de la industria, son muy bajos en las industrias con elevadas inversiones inmovilizadas. Los inversionistas

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estarán en mejores condiciones si continúan produciendo, siempre que los ingresos de operación cubran los gastos de operación (que son, por definición, proporcionalmente bajos en este tipo de industrias). Por consiguiente, los efectos de la expropiación sobre el desarrollo de la industria en el corto plazo son por lo general son insignificantes. Ésta es la principal razón por la que los activos inmovilizados son extremadamente vulnerables a la expropiación (Monaldi, 2004). Otro tipo de costo, el costo en términos de la reputación, se deriva de la pérdida de nuevas inversiones en activos inmovilizados debido al aumento de la percepción del riesgo entre los inversionistas. En particular, los inversionistas que participan en el proyecto cuyos ingresos están siendo expropiados podrían decidir no hacer ninguna inversión adicional que hubieran planificado. Asimismo, la pérdida de reputación del gobierno frente a otros posibles inversionistas puede ocasionar una reducción de las inversiones futuras en el sector y en otros sectores que requieran elevadas inversiones inmovilizadas. Entre los costos totales en términos de la reputación se encuentran los costos directamente vinculados a la pérdida de nuevas inversiones (por ejemplo, por la insatisfacción de los electorados) y los costos relacionados con el valor presente de los ingresos fiscales futuros que se habrían obtenido como resultado de esas nuevas inversiones. La importancia de estos últimos para la decisión de expropiación estará determinada en gran medida por la tasa de descuento de las autoridades. Los costos en términos de la reputación podrían ser significativos cuando sean necesarias nuevas inversiones de envergadura para desarrollar el potencial de expansión del sector. Puesto que los beneficios en el corto plazo de la expropiación en industrias con elevadas inversiones inmovilizadas son extremadamente importantes, mientras que los costos en el corto plazo por lo general son pequeños, un ingrediente importante de la decisión política de expropiación es el valor que los políticos asignen al futuro. En los regímenes democráticos, la cercanía de las elecciones, el mayor grado de oposición y la menor estabilidad del régimen provocarían el aumento de la tasa a la que las autoridades descuentan el futuro (acortan sus horizontes). En los regímenes autoritarios, el grado de estabilidad y la solución al problema de la sucesión son los elementos clave a la hora de determinar el horizonte temporal de sus dirigentes. En América Latina la inestabilidad política por lo general ha inducido a los políticos (autoritarios y demócratas por igual) a maximizar los ingresos fiscales con tasas de descuento elevadas. La supervivencia política los ha obligado a asumir este comportamiento aparentemente miope. Mientras mayor sea la tasa de descuento de los políticos, mayor será su tentación de realizar expropiaciones, puesto que los beneficios actuales tenderán a superar los costos futuros altamente descontados. Si los costos directos de la expropiación en los sectores con elevadas inversiones inmovilizadas por lo general no son suficientes para impedir el oportunismo, ¿de qué manera las autoridades políticas pueden comprometerse a respetar los acuerdos de inversión en estos sectores? Las instituciones políticas nacionales son cruciales para el mantenimiento de compromisos creíbles de respetar los derechos de propiedad. La existencia de controles y equilibrios institucionales puede hacer que sea costoso para la autoridad política incumplir los términos del acuerdo inicial ofrecido a los inversionistas (Monaldi, 2004). Levy y Spiller (1996), en una revisión de estudios de casos de inversiones en el sector de las telecomunicaciones en América Latina, sostienen que son necesarias tres condiciones para que el compromiso institucional en las industrias con elevadas inversiones inmovilizadas sea creíble: 1) la existencia de restricciones (legales)

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sustantivas que eviten el incumplimiento (por ejemplo, la existencia de una ley que confiera autonomía a un organismo regulador); 2) la existencia de restricciones de procedimiento de “alto nivel” que limiten la modificación de las restricciones sustantivas (por ejemplo, la existencia de una disposición constitucional que dificulte modificar la autonomía reguladora prevista en la ley), y 3) la existencia de mecanismos confiables que obliguen al cumplimiento de ambos tipos de restricciones (por ejemplo, un sistema judicial independiente que pueda imponer la ley incluso en contra de la oposición del ejecutivo). Estos autores subrayan de manera especial la última condición: la necesidad de un sistema judicial independiente como condición indispensable para reforzar las otras dos condiciones. Un enfoque más general, esta basado en el número y las preferencias de los actores con derecho a veto que participan en el proceso de formulación de la política. La probabilidad de que ocurra un cambio oportunista en el marco fiscal y normativo disminuye cuando hay un mayor número de actores independientes que tienen poder de veto sobre la modificación de las políticas y cuando hay diferencias significativas entre las preferencias de los actores con veto en relación con las políticas. Un sistema de gobierno que concentra el poder en el ejecutivo, que tiene un sistema electoral con tendencia a producir en el poder legislativo mayorías que apoyan al ejecutivo, y que carece de un poder judicial independiente tendrá dificultades para comprometerse a no modificar el statu quo de la política inicial. En resumen, los costos institucionales son los costos políticos indirectos que tienen que enfrentar las autoridades por tratar de cambiar el statu quo de la política para expropiar al sector. Estos costos son bajos, si no hay restricciones (legales) institucionales para la extracción de rentas por parte del ejecutivo, si la autoridad es discrecional y se encuentra centralizada en los funcionarios electos, si no existe un poder judicial autónomo que obligue al cumplimiento de los compromisos pactados, y si hay pocos puntos de veto y tienen preferencias similares (Monaldi, 2004). En las últimas dos décadas, se han dado pasos importantes hacia el establecimiento de mecanismos internacionales para asegurar el cumplimiento de contratos. La firma de varios tratados de inversión bilaterales y multilaterales, así como la utilización del arbitraje internacional privado para los contratos de inversión, forman parte de esa tendencia. Desgraciadamente, la aplicación de la ley internacional por sí sola no ha resultado ser un mecanismo muy eficaz de disuasión en contra de la expropiación de ingresos. El problema reside en que la mayoría de los recursos de rectificación que ofrecen el arbitraje y los tratados dependen de los gobiernos nacionales que reniegan, o de tribunales nacionales politizados, y por ende es difícil asegurar el cumplimiento. Además, el proceso legal de arbitraje y adjudicación puede tomar tiempo y la expropiación de ingresos puede ser considerable incluso durante un breve intervalo (Waelde, 1999). Para mitigar el problema del compromiso cuando no existen los mecanismos externos tradicionales para obligar al cumplimiento, recientemente se ha creado una amplia variedad de arreglos institucionales con diferentes grados de éxito. En estos arreglos, los mecanismos externos para asegurar el cumplimiento por lo general complementan –en lugar de sustituir– la función de las instituciones nacionales y de los mecanismos relacionados con la reputación. Los límites contractuales a los aumentos de impuestos, la utilización de recursos externos como garantías y el uso de organismos multilaterales como agentes que velan por el cumplimiento han sido algunos de los ingredientes de estos nuevos tipos de mecanismos externos para garantizar el cumplimiento de acuerdos.

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El compromiso y los ciclos de inversión El marco analítico de esta sección ayuda a explicar la existencia de ciclos de inversión y expropiación. Cuando una industria apenas esta iniciando su desarrollo, las cuasi-rentas apropiables no son significativas por lo que los beneficios de expropiar son bajos. En contraste los costos de reputación, en esa etapa inicial son altos porque existe un alto potencial para atraer nuevas inversiones, que se vería afectado por una expropiación temprana. Sin embargo, a medida que se desarrolla el sector y llega a su madurez, los beneficios d expropiar aumentan y los costos de reputación caen porque no hay significativas nuevas inversiones por hacer. Si no hay altos costos institucionales de expropiar, luego de periodos de alta inversión tenderán entonces a ocurrir periodos de expropiación. Una vez que la expropiación produce una declinación del sector y nuevas inversiones son de nuevo altamente necesarias, los incentivos se parecen a los de la etapa inicial. De manera que los ciclos son generados en parte por la dinámica temporal de costos y beneficios. III. 3. Entes Regulatorios del Sector Hidrocarburos: Autonomía, Flexibilidad, Credibilidad y Captura Regulatoria Como se ha explicado, las institucionales políticas existentes condicionan significativamente el tipo y efecto del marco regulatorio de un país. Por ejemplo, la discrecionalidad del Ejecutivo y la existencia o no de un poder judicial independiente y eficaz, son elementos a considerar cuando se está diseñando el marco institucional del sector. Spiller y Guasch (1998) sugieren que los elementos institucionales fundamentales a considerar cuando se diseña el marco regulatorio son:

a) Las instituciones legislativas y ejecutivas. Incluyendo, los procesos para crear e implementar las leyes, y relaciones entre el poder legislativo y ejecutivo.

b) Las instituciones judiciales, analizando: (i) mecanismos para la designación de jueces, (ii) estructura del sistema judicial, e (iii) imparcialidad para resolver conflictos.

c) Reglas informales que limitan la capacidad de acción del Gobierno y los privados.

d) Capacidades administrativas del Estado. e) La forma en que la sociedad maneja los conflictos sociales y políticos,

incluyendo el rol de las ideologías. La “política pública óptima” para un país determinado no necesariamente es aplicable en otro, ya que la efectividad de ésta va a depender, entre otras cosas, del entorno institucional del país. El órgano regulador del sector hidrocarburos es generalmente un ministerio o secretaría cuyo líder es designado y removido a discreción por el presidente. Dependiendo del grado de desarrollo institucional de la burocracia, el ministerio puede que sea más o menos profesional y autónomo. Una burocracia autónoma profesional y no politizada puede proveer importantes garantías a los inversionistas. Sin embargo, por su naturaleza, el ministro es una agente del presidente con poca autonomía política y las burocracias de la región han tendido a ser politizadas o poco eficaces. Por esta razón en los últimos años se han intentado desarrollar entes especializados y autónomos en áreas en que la credibilidad regulatoria es particularmente importante como en la industria de los hidrocarburos.

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La introducción de una agencia regulatoria independiente en el sector hidrocarburos debería venir, en teoría, acompañada de un importante grado de flexibilidad en sus decisiones (debido al cambiante del entorno del negocio petrolero). Sin embargo, en la práctica, la flexibilidad acarrea dos potenciales problemas: (i) las condiciones regulatorias pueden no ser creíbles, ya que el agente regulador tiene discrecionalidad e incentivos para cambiarlas de acuerdo con las ganancias del operador; y (ii) la discrecionalidad del sistema podría producir una alta vulnerabilidad del marco regulatorio debido a la influencia de los grupos de interés (captura). El problema de credibilidad regulatoria, ya ha sido tratado extensamente en la sección anterior. El riesgo opuesto es conocido como el problema de captura regulatoria que ocurre cuando los entes regulados son manipulados o controlados por los operadores que son objeto de la regulación. En este caso la discrecionalidad d de los reguladores puede ser utilizada por los operadores para crear barreras a la entrada de nuevos competidores u obtener privilegios injustificados, como por ejemplo apropiarse de un parte significativa de la renta mediante el uso de “huecos” legales. El problema es que dados los recursos con que cuenta el operador y su interacción permanente con el regulador este tiene mucha más oportunidad de influenciar al regulador que el público en general. Siguiendo a Spiller y Guasch (1998), una agencia regulatoria autónoma debería contar con al menos las siguientes cinco condiciones para minimizar los problemas antes descritos: 1. Autonomía Operativa: Capacidad para definir las condiciones laborales, creando incentivos para mejorar la eficiencia administrativa y la capacidad técnica. Implica existencia de carrera administrativa y buenos salarios. 2. Autonomía Política: Autonomía respecto a los otros entes gubernamentales y de los grupos de interés. Este aspecto es crucial para generar credibilidad y tiene mucho que ver con la forma de nombramiento de la directiva de la agencia y con su forma de financiamiento. 3. Rendición de Cuentas: Entrega de sus resultados financieros e informe de cumplimento de objetivos, así como registro público de sus decisiones. 4. Pesos y contrapesos: Cómo se toman las decisiones y quienes las toman. Se debe establecer claramente el rol de los operadores, del Ejecutivo y del público en el proceso de toma de decisiones de manera de establecer límites a la discrecionalidad del ejecutivo y de la propia agencia, al mismo tiempo evitando que los operadores la capturen. 5. Incentivos laborales: Posibilidad de introducir recompensas a quiénes hayan realizado una mejor labor. III.4. Empresas Estatales, Gobernabilidad y Contratación Las empresas estatales han jugado un importante rol en la industria de los hidrocarburos en la región especialmente desde la década de los setenta. La existencia de empresas estatales tiene importantes ventajas para el Estado: pueden

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permitir la reducción de la asimetría de información existente entre el Estado y la industria; permiten al Estado extraer la renta petrolera sin incurrir en mecanismos fiscales que pueden generar importantes distorsiones en la asignación de recursos; y permiten un mayor control de la política petrolera por parte del Estado. Sin embargo, las empresas estatales tienden a ocasionar varios problemas importantes. Contrariamente a lo que se podría pensar, las empresas estatales no son inmunes a la expropiación regulatoria. Muy por el contrario muchos de los casos más exagerados de expropiación de ingresos ocurren en empresas estatales sin autonomía operativa y financiera del gobierno. En ese caso para el gobierno se hace muy poco costoso extraer rentas de la empresa estatal, aún cuando esto imposibilite hacer las reinversiones necesarias para expandir producción. En la historia de la región muchas veces las empresas estatales petroleras se han transformado en las vacas lecheras de las que se extrae recursos en exceso. Igualmente muchas empresas nacionales han sido utilizadas para propósitos clientelistas y han representado un instrumento político con altos niveles de corrupción. La solución a la sobre extracción de rentas generalmente pasa por otorgar autonomía financiera y operacional a la empresa y mantenerla aislada de influencias políticas. Ejemplos de exitosos de esta autonomía son Statoil en Noruega y Petrobras en Brasil. Por otra parte las empresas estatales al tener control de cuantiosas rentas pueden transformarse en entidades demasiado poderosas que no pueden ser efectivamente reguladas por el Ejecutivo. El hecho de que puedan pagar mejores salarios que los percibidos por la burocracia gubernamental le da una ventaja a la gerencia de la empresa estatal, que se magnifica por el control asimétrico de la información. La autonomía en ese caso puede traducirse en licencia para invertir en proyectos que maximizan el poder de los gerentes pero no la creación de valor para el Estado. Como lo demuestran las experiencias de autonomía gerencial en los países socialistas, sin competencia y rendición de cuentas, la independencia de los gerentes estatales puede tener consecuencias indeseables. Lo más problemático es cuando se confunde en la empresa estatal el rol de operador con el rol de regulador. Esta mezcla de roles tiende a producir falta de competencia e incentivos inadecuados para la gerencia petrolera. Por una lado pudiendo permitir que la empresa capture rentas que le debían corresponder al Estado y por otro lado creando incentivos para limitar la competencia con otras empresas. El lado operador de la empresa de facto puede capturar al lado regulador. Por esta razón en países con importantes empresas estatales es particularmente importante crear un ente regulador autónomo capaz de ejercer una efectiva regulación sobre la empresa nacional y al mismo tiempo garantizar la existencia de competencia en el sector. Este ente o agencia, como se comentó anteriormente, debe tener significativa autonomía financiera y política pero con contrapesos para evitar que se transforme a su vez en un ente discrecional. De nuevo las experiencia de Noruega y Brasil en que existen agencias reguladoras autónomas ofrece una interesante opción ante la existencia de una poderosa empresa estatal.

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III.5. Regímenes de Contratación6 Los regímenes de contratación para la explotación petrolera tienen diversas modalidades en el mundo que han evolucionado a lo largo de la historia. Los regímenes en términos de la propiedad del recurso se pueden clasificar en dos tipos: regímenes de concesiones y regímenes contractuales. En casi todos los países del mundo, con la importante excepción de E.U.A., el Estado es propietario del subsuelo. Sin embargo, en muchos países, especialmente antes de 1970, el Estado otorga concesiones o licencias que dan derechos de propiedad al operador sobre la explotación del recurso por un periodo determinado. Esto es lo que se conoce como Régimen de Concesiones. Los sistemas de concesiones permiten que las empresas de capital privado tengan derechos de propiedad limitados sobre los recursos minerales. Es decir, el Estado, que típicamente es el dueño de los recursos minerales, otorga la titularidad de los mismos al capital privado bajo ciertas condiciones. Posteriormente, la compañía beneficiaria deberá pagar regalías e impuestos de acuerdo con las actividades de explotación desempeñadas. Este tipo de sistema es consistente con la tradición legal anglosajona. Su exponente extremo es Estados Unidos, donde el operador privado puede tener derechos de propiedad permanentes sobre los recursos minerales. En el caso de los Regímenes Contractuales, el Estado siempre retiene la propiedad de los minerales. Las empresas petroleras, por su parte, tienen el derecho a recibir una porción de las ganancias en relación con la producción. La porción obtenida por los operadores dependerá de los términos y condiciones contractuales. Los regímenes contractuales se pueden clasificar en dos tipos dependiendo de cómo recibe el operador su parte de la ganancia: (i) contratos de producción compartida, y (ii) contratos de servicio. Un aspecto importante de los sistemas contractuales, es que normalmente la infraestructura de explotación pasa a ser propiedad del Estado. En los Contratos de Producción Compartida (Production Sharing Contracts), el Estado, quien ostenta la propiedad de los minerales, contrata a una empresa para explotar sus yacimientos, retribuyéndole con la titularidad de una porción (acordada entre las partes) de la producción obtenida. El operador debe proveer la tecnología y recursos financieros necesarios para la producción, asumiendo así los riesgos inherentes a la fase de exploración. Luego de probadas las reservas, el Gobierno normalmente reembolsa parte de los costos operativos (aunque en ciertos contratos no lo hace). Las instalaciones y equipos usados para la ejecución del proyecto pasan a ser propiedad del Estado una vez culminado el contrato. En los Contratos de Servicios (Service Contracts), el Estado, quien ostenta la propiedad de los minerales, contrata a una empresa para explotar sus yacimientos, generalmente retribuyéndole los costos incurridos en exploración y desarrollo, en el caso que sean exitosos. Adicionalmente, el operador recibe un honorario pagadero en moneda por sus servicios. Este tipo de contratos se sub-categorizan de acuerdo con el riesgo asumido por el operador en: (i) contratos de servicio puro: en los cuales el operador no asume ningún riesgo, ya que su remuneración es un honorario fijo que no depende de los resultados de la operación; y (ii) contratos de servicio a riesgo (risk service contracts): en los que la remuneración del operador depende de los precios del petróleo, del nivel de producción, y de la eficiencia

6 Esta sección esta parcialmente basada en Johnston, 1994, 2001 y 2003.

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operativa. En este sentido, el honorario percibido equivale a una porción (acordada entre las partes) de las ganancias obtenidas por las actividades de producción. Este tipo de contratos es normalmente utilizado por países importadores netos de petróleo, pero también lo usan algunos exportadores.

Sistemas de Concesiones

(Privada)

Sistemas Contractuales

(Estado )

Contratos

de Servicio

(Moneda)

Contratos Producción Compartida ( Producción )

Criterio : Propiedad de los minerales

Criterio : Remuneración ( producción o moneda )

Sistemas de Concesiones

(Privada)

Sistemas Contractuales

(Estado )

Contratos

de Servicio

(Dinero)

Contratos Producción Compartida ( Producción )

Criterio : Propiedad de los minerales

Criterio : Propiedad de los minerales

Criterio : Remuneración ( producción o moneda )

Criterio : Remuneración ( producción o dinero)

Adicionalmente a los tipos de contratos mencionados existe la modalidad de Empresas Mixtas (Joint Ventures). En este tipo de contratos el Estado participa directamente como socio en la operación de explotación petrolera. Generalmente, el Estado, a través de la empresa petrolera estatal, se asocia con inversionistas privados para el desarrollo de proyectos específicos. Este tipo de contratos puede existir tanto en regímenes de concesiones como en contractuales. Es principalmente utilizado en países en los cuales el Estado cuenta con una importante empresa estatal con capacidad operativa. Existe una gran variedad de tipos de empresas mixtas, entre éstas las más resaltantes: (i) empresas mixtas puras, cuando el Estado y la compañía operadora comparten equitativamente los riesgos y los costos; y (ii) empresas mixtas petroleras, cuando la empresa privada asume los costos y riesgos de la etapa de exploración, y la participación del Estado comienza a partir del momento que se haya probado que el yacimiento es comercial. En este momento, el Estado comienza a participar tanto en las ganancias como en los costos del proyecto. Adicionalmente, el Estado típicamente reconoce los gastos de desarrollo y exploración incurridos por el operador (aunque no siempre). Además de los contratos antes mencionados existe una variedad de modalidades contractuales específicas adaptadas a diferentes circunstancias. Entre dichas modalidades cabe mencionar: los contratos de asistencia técnica, los contratos de tasa de retorno, y los contratos de factor R. Los Contratos de Asistencia Técnica son utilizados principalmente para desarrollar proyectos relacionados con la recuperación, rehabilitación y desarrollo de campos marginales. Este tipo de iniciativas, generalmente se implementan en yacimientos con reservas probadas y que se encuentran en etapa de recuperación. El riesgo de exploración asociado está acotado. Este tipo de contratos puede ser encontrado tanto en el sistema de concesiones como en el contractual. Bajo este tipo de contratos el operador normalmente ofrece su know-how y asume los costos de capital necesarios para desarrollar el proyecto. Los elementos más

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relevantes de estos contratos son: (i) necesidad de tecnología por parte del Estado o empresa estatal, (ii) personal asociado, (iii) existencia de reservas probadas, (iv) existencia de infraestructura y equipos, y (v) gerencia conjunta. Normalmente este tipo de contratos se divide en tres fases: (i) Fase de estudio de factibilidad: Al finalizar esta primera etapa el operador tiene la opción de seguir con el proyecto o prescindir el contrato, por su parte el Gobierno obtiene los resultados del estudio y un presupuesto para la ejecución de la segunda fase. (ii) Fase de programa piloto: En esta fase el operador realiza la inyección de agua o diluente en pequeña escala para determinar la capacidad de las reservas. Al igual que en la primera fase normalmente el operador tiene la opción de rescindir del contrato y el Gobierno obtiene los resultados y presupuesto para la ejecución de la tercera fase. (ii) Fase de Desarrollo Comercial: En esta fase se inicia efectivamente la etapa productiva. En ésta, a través de un contrato se definen los beneficios y responsabilidades de las partes interesadas (operador y Estado). Otros tipos de contratos como los de tasa de retorno y de factor R, se analizarán en la siguiente sección sobre regímenes fiscales. III. 6. Regímenes Fiscales de los Hidrocarburos El régimen fiscal de la explotación de hidrocarburos está constituido por una variedad de tributos y en algunos casos participaciones contractuales del Estado. Entre las más comunes se encuentran los bonos, las regalías, y los impuesto a las ganancias (por ejemplo el impuesto sobre la renta, ISLR). Adicionalmente, hay impuestos menos relevantes como el impuesto superficial. Finalmente hay impuestos menos comunes como el impuesto a las exportaciones, el precio de referencia fiscal, el impuesto a las ganancias extraordinarias y el impuesto a la rentabilidad. Bonos o primas: Las primas o bonos son contraprestaciones asumidas por la empresa operadora a favor del Gobierno, éstas se cancelan normalmente en dinero, sin embargo en algunos casos consisten en equipos y/o tecnología. Se pueden mencionar dos tipos de primas o bonos: (i) primas de firma: las cuales son pagadas con la firma del contrato, una vez finalizada la negociación; y (ii) primas de producción: pagadas en la etapa de producción, cuando ésta, para un período determinado (un mes, trimestre, entre otros) excede un límite de producción acordado entre las partes. Los bonos son en muchas ocasiones como mecanismos para asignar los proyectos en una subasta. Regalías: Las regalías son los pagos en dinero o en especie efectuados por la operadora al Estado (o terrateniente) por el derecho a la extracción de los hidrocarburos. Las regalías son calculadas sobre los ingresos brutos o lo que es equivalente como un porcentaje de la producción. En algunos casos la regalía La ventaja de la regalía es que muy fácil de cobrar y es más estable que los impuestos a las ganancias. Sin embargo, la regalía genera importantes distorsiones al requerir pagos aún cuando no hay ganancias. Escala Móvil: La escala móvil es un mecanismo utilizado en los sistemas fiscales, aplicable a: regalías, impuestos, y otro tipo de instrumentos tributarios. La escala móvil más común está basada en el nivel de producción. Es decir, la tasa tributaria aplicable aumenta con el nivel de producción promedio.

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Impuesto Sobre la Ganancias: El impuesto sobre las ganancias o sobre la renta (ISLR) es un impuesto indirecto que grava la ganancia obtenida una vez deducidos los costos y depreciación de los ingresos brutos, en algunos casos entre los costos se pueden contabilizar a las regalías. Límites de Recuperación de Costos: Los límites de recuperación de costos son techos estipulados entre las partes al nivel de costos de exploración, desarrollo y operación reembolsados por el Gobierno a la operadora por las actividades de producción realizadas.7 Éste normalmente oscila en un rango que va del 30% al 50% de los ingresos brutos del proyecto. Cabe destacar que en muchos casos los costos no recuperados en un ejercicio fiscal determinado son recuperables en los años subsiguientes. Ringfencing: En la mayoría de los sistemas fiscales petroleros se aplica el ringfencing, que significa que los costos asociados con un yacimiento determinado, sólo podrán deducirse de los ingresos generados en el mismo yacimiento. En otras palabras, las empresas operadoras bajo este sistema no pueden consolidar sus costos y asignarlos a proyectos muy rentables para minimizar las ganancias sujetas a ISLR. Desde el punto de vista del Gobierno el ringfencing acota el riesgo de exploración, ya que permitir la asignación de costos entre los diferentes campos implicaría que el Estado estaría subsidiando los campos poco productivos. Sin embargo, en algunos casos los gobiernos permiten la consolidación de costos debido al fuerte impacto, desde el punto de vista de incentivos que genera tal medida sobre los operadores. Proyectos que inicialmente no son atractivos desde el punto de vista financiero, pueden pasar a serlo simplemente por los beneficios fiscales recibidos por la consolidación de costos entre yacimientos. Este es el caso del Reino Unido donde la eliminación del ringfencing genero un importante auge de inversión. Los Contratos de Tasa de Retorno son contratos flexibles que se ajustan a los cambios en las tasas de retorno de los proyectos. El objetivo de dichos contratos es que el Estado tome una mayor participación de acuerdo con el aumento en el rendimiento del proyecto. Con el objetivo de medir el rendimiento del proyecto este tipo de contratos consideran entre otras, las siguientes variables: precios, costos, tiempo y tasas de producción. Los sistemas fiscales basados en contratos de tasa de retorno se caracterizan por contar con regalías y tasas impositivas bajas hasta el momento que el proyecto sea rentable. Teóricamente, las bajas tasas deberían incentivar la inversión, y una vez que ésta haya pasado a ser productiva para la empresa operadora, las tasas aumentan, aumentando así la participación del Gobierno. Estos contratos son altament Contratos y Tributos Flexibles: Los contratos flexibles son aquellos que se ajustan a cambios en algunas de las condiciones del proyecto que regulan. Los métodos más

7 El reembolso de costos en las actividades de explotación de recursos minerales se asocia al hecho que quien invierte el capital (empresa operadora) debería asegurar como mínimo recuperar la inversión realizada. Es un mecanismo para minimizar el riesgo del operador, y así incentivar su participación.

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utilizados para generar contratos flexibles son la utilización de escalas móviles, normalmente basadas en variaciones de la producción. En este sentido, ante incrementos de esta última, la participación del Estado también aumenta. Existen diferentes términos contractuales sujetos a escala variable y diferentes factores o condiciones que motorizan la modificación en dichas condiciones. De acuerdo con lo anterior, a continuación se presenta una tabla resumen donde se exponen ambas variables.

Contratos con Términos y Condiciones Flexibles

Términos Sujetos a Escala Móvil

Factores que producen la movilidad

- División del ingreso petrolero (común) - Regalías (común) - Bonos o primas (más común) - Límites de recuperación de costos (poco común) - Tasa de impuestos (poco común)

- Nivel de producción (común) - Aguas profundas (común) - Precios petroleros (común) - Producción acumulada (poco común) - Duración y profundidad de las reservas (poco común) - Calidad del producto (raro) - Tasa de retorno (raro)

Contratos de Factor R: Los contratos de factor R son aquellos contratos flexibles que se ajustan a los cambios en el factor R de los proyectos. En este sentido, el factor R es una medida de rentabilidad que varía de acuerdo con el sistema fiscal bajo estudio. A continuación se presenta la definición de factor R, contemplada en Colombia y Perú, países de la región andina que han hecho uso de este tipo de acuerdos:

Tabla N° 1 Factor R

País Definición de Factor R

Perú R= Ingresos brutos acumulados por el operador (neto de impuestos) entre costos brutos acumulados

Colombia R= Ingresos brutos acumulados por el operador entre la inversión y el costo brutos acumulados asumidos por el operador

El objetivo de dichos contratos es que el Estado tome una mayor participación de acuerdo con el aumento en el rendimiento del proyecto. Con el objetivo de medir el rendimiento del proyecto este tipo de contratos consideran entre otras, las siguientes variables: precios, costos, tiempo y tasas de producción. Impuestos a las Ganancias Extraordinarias (Windfall taxes): este tipo de impuesto es un tributo flexible que a bajos niveles de precio (o producción) no se activa pero que cuando ocurren eventos que generan rentas extraordinarias, capturan estas rentas para el Estado.

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III. 7. Evaluando el Régimen Fiscal y Contractual de los Hidrocarburos (RFC)

En esta sección se presentan los elementos claves para evaluar al régimen fiscal y de contratación que regula al sector hidrocarburos. Ambos regímenes son inseparables y complementarios como veremos. La interacción entre el régimen fiscal y el de contratación determinan que porción de las ganancias se queda el Estado y que porción el inversionista privado o empresa estatal. También determinan el flujo de caja y rentabilidad de los proyectos. Las leyes y contratos que rigen la inversión de los operadores y contratistas (que en adelante denominaremos régimen de contratación o contractual) adicionalmente establecen otros elementos clave como la duración del proyecto y los métodos de resolución de disputas. Indicadores para Evaluar el RFC Existen una serie de indicadores para evaluar el RFC. Entre los más relevantes se encuentran: las participaciones del Estado y del operador en las ganancias, el margen de explotación, las regalías mínimas efectivas, y el índice de ahorro en costos. Para poder realizar una evaluación de un RFC dichos indicadores deben ser evaluados en su conjunto, porque un indicador aislado puede generar una visión sesgada o incompleta. La Participación del Estado en las Ganancias (PEG) (Government Take) Sin duda, los elementos que afectan la rentabilidad de la inversión constituyen la clave para evaluar un régimen fiscal y contractual (RFC). Un indicador fundamental para evaluar el RFC es la Participación del Estado en las Ganancias (PEG) (Government Take): la porción de las ganancias de la explotación petrolera que son capturadas por el Gobierno. Típicamente esta medida es presentada en términos porcentuales, y se obtiene al dividir el monto total obtenido por el Gobierno, compuesto principalmente por: (i) bonos, (ii) regalías, (iii) producción compartida, e (iv) impuestos; entre los ingresos operativos del yacimiento analizado (ingresos brutos acumulados – costos brutos acumulados) (Johnston, 1994). Es importante mencionar que los ingresos y costos brutos acumulados se calculan con base en los flujos de caja estimados para la vida del proyecto La PEG es en ocasiones calculada usando los flujos de caja descontados a una tasa que refleja el costo de oportunidad del capital (Kellas, 1992). Sin embargo en muchas ocasiones al PEG se presenta sin descontar el dinero en el tiempo. Por otra parte la Participación del Operador en las Ganancias (POG) (Contractor Take) es el complemento del concepto anterior, es decir la porción de las ganancias de la explotación petrolera que son retenidas por el operador. Similarmente, esta medida es presentada en términos porcentuales, y se obtiene al dividir el monto obtenido por el operador entre los ingresos operativos del yacimiento analizado (ingresos brutos acumulados – costos brutos acumulados). A continuación se presenta un ejemplo que aclara el cálculo de la PEG: El ejemplo está basado en un Ingreso Bruto de US$ 100 millones:8 Datos:

8 Basado en Johnston, 1994

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Regalía 15% del ingreso bruto Costos brutos = 35% del ingreso bruto ISLR = 40% de la ganancia Ceteris paribus, una mayor POG y menor PEG hacen más atractiva la explotación del yacimiento para el operador. Sin embargo, aún cuando la PEG y la POG son indicadores muy significativos, representan una visión simplificada de las condiciones generales del Régimen Fiscal y de Contratación y por lo tanto deben ser complementados con otros indicadores del RFC y con el estudio de otros factores ajenos al RFC. En términos muy generales aquellos factores que permiten una mayor rentabilidad esperada antes de la PEG posibilitan soportar PEG más altas sin dejar de hacer atractiva a la inversión. Es decir, aquellos factores que generan mayor renta total permiten que el Estado se quede con una mayor porción de la ganancia. Entre los elementos exógenos al RFC que se deben considerar, se encuentran (Jonhston 1994 y 2001: Kellas, 1992):

• Potencial geológico del área: si es un área de gran potencial podrá soportar una PEG más alta. Entre los factores a considerar para evaluar este potencial tenemos: la tasa de éxitos de proyectos de exploración anteriores y la tasa esperada en el futuro; las reservas esperadas; el tamaño de las áreas asignadas; la madurez de los campos en caso de que sean áreas ya desarrolladas; la calidad del crudo, etc.

• Costos de Explotación (características y ubicación del yacimiento;

infraestructura disponible): además del potencial geológico áreas con mejor infraestructura disponible para la explotación y el transporte a los mercados tienen mayor potencial comercial. Igualmente el impacto de la ubicación y características del yacimiento sobre los costos de explotación y de transporte afectan la rentabilidad antes de la PEG y por lo tanto las posibilidades de hacer atractivas las condiciones post-PEG. Ejemplos de características del

Referencias Cuentas USD MM

A Ingreso Bruto 100,00 d = 15%*a Regalía 15,00 c = 35%*a Costos Brutos 35,00

d = a – d -c Utilidad antes de Impuesto

50,00

e = 40%*d ISLR 20,00

F = d-e Utilidad después de Impuesto (Monto obtenido por operador)

30,00

G= d + e Monto obtenido por el Estado 35,00

h = f/(a-c) POG 46,15% I = g/(a-c) PEG 53,85%

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yacimiento que afectan los cotos son: la profundidad del yacimiento, si es en aguas profundas o no, la presión en el yacimiento, etc. Entre estos costos a considerar está el costo local de los servicios petroleros, la profundidad del yacimiento, la profundidad de agua, etc.

• Riesgo Político y Regulatorio: como se analizó anteriormente a mayor

riesgo político y regulatorio menor rentabilidad esperada y por lo tanto menor es la PEG que va a hacer atractiva la inversión. Además de los factores institucionales y regulatorios ya considerados; el riesgo político incluye factores como la inestabilidad política, el impacto en las operaciones de las guerras y violencia, y la inestabilidad económica (por ejemplo hiperinflación y alta volatilidad del tipo de cambio).

Margen de Explotación Se refiere al incremento en la porción que toma el Gobierno, dado un aumento en el precio del petróleo. Mientras mayor sea más progresivo es el RFC. Regalías Mínimas Efectivas (Effective Royalty Rate) Es la porción mínima de ganancia del Gobierno en un período fiscal determinado, considerando tanto la regalía como la porción obtenida por el Gobierno de las ganancias petroleras. Depende de las regalías, la proporción de producción compartida, y los límites de recuperación de costos. Índice de Ahorro (Savings Index) Este indicador representa los dólares que el contratista efectivamente ahorra ante la disminución de $1 en sus costos. El mismo considera el efecto que tiene la disminución del costo sobre el aumento de las ganancias, y por ende de la porción de éstas que es tomada por el Gobierno. Normalmente es medido en centavos de dólar por barril. Otros elementos del Régimen de Contratación Duración y devolución de activos Los contratos tienen un termino establecido y normalmente requieren la entrega de los activos al Estado. Resolución de Disputas Para proveer de mayores garantías a los inversionistas en países con sistemas judiciales poco creíbles o ineficaces, muchos contratos han incluido cláusulas que estipulan el uso de arbitraje internacional para la resolucióna de disputas. Criterios para evaluar el RFC Hay una variedad de criterios que debe cumplir el RFC, algunos de los cuales no se pueden lograr simultáneamente por lo que hay un trade-off entre ellos. En términos generales un RFC debe maximizar el valor de los hidrocarburos de una nación, estimulando el desarrollo del potencial del sector. Para ello es necesario establecer condiciones para que los proyectos sean rentables para sus inversionistas. Por otra

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parte, el RFC debe capturar en lo posible las rentas existentes en la explotación de hidrocarburos para el Estado o nación. El tema de su distribución posterior no es objeto de este trabajo. Neutralidad EL RFC debe permitir el desarrollo de proyectos con diferentes rentabilidades y características. La neutralidad requiere que todos aquellos proyectos que tienen retornos sociales positivos antes impuestos, los tengan también después de impuestos. Mas específicamente la neutralidad implica que la jerarquización de proyectos de acuerdo con su rentabilidad antes y después de impuestos se mantenga constante. La neutralidad es deseable porque si el RFC no es neutral, estaría ocasionando una asignación ineficiente de recursos. Por ello, no puede ser igual la carga impositiva de un proyecto petrolero de crudos livianos ya desarrollado que el de un proyecto de exploración de gas costa afuera. Captura de rentas y Progresividad El RFC debe ser capaz de capturar la renta en diferentes escenarios de precios, costos y producción. En particular si hay un aumento significativo de los precios del petróleo, el RFC debe capturar una mayor PEG que cuando los precios son bajos. Es decir la PEG debe variar progresivamente con la magnitud del renta y la rentabilidad. Generación de Renta Monopolística Para los países exportadores con importante participación en el mercado, el RFC puede ser utilizado como mecanismo para establecer un piso a los precios. Por ejemplo, al poner una alta regalía mínima efectiva se garantiza que, si otros países exportadores hacen lo mismo coordinadamente, el precio no baje por debajo de los costos incluyendo dicha regalía. Incentivos para Limitar los Costos El RFC debe dar incentivos al inversionista para que limite los costos. Si el indice de ahorro es muy bajo el inversionista no tiene incentivos para reducir costos , porque la ganancia se la lleva casi toda el gobierno. Estabilidad de Ingresos Fiscales Dada la alta volatilidad en los ingresos petroleros, los Estados prefieren un RFC que garantice cierto nivel de ingreso fiscal, es decir prefieran que la regalía mínima efectiva sea relativamente alta. Competitividad Dado que los países compiten en la atracción de inversiones en el sector hidrocarburos, es necesario que el RFC sea competitivo internacionalmente. Es decir que la rentabilidad ajustada por riesgo de los proyectos, después de impuestos, sea relativamente comparable con la de sus competidores. Simplicidad y Transparencia

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Es deseable que el RFC sea de fácil administración, que no requiera excesivos costos de monitoreo, sea de fácil compresión y su administración sea transparente. Regalías vs. Impuestos a las Ganancias Las regalías tienen varias ventajas: 1) Es de muy fácil administración porque solo requiere conocer el nivel de producción. 2) Crea un piso para la renta. 3) Induce reducción de costos porque el operador se queda con cualquier reducción. 4) Genera estabilidad porque permite generar ingreso fiscal aún cuando no haya ganancia, trasladando el riesgo al operador. Genera ingreso fiscal desde que empieza la producción. Sin embargo, las regalías tienen también dos grandes desventajas: 1) No es neutral porque pecha un porcentaje del ingreso bruto sin importar la rentabilidad. De manera que proyectos de baja rentabilidad antes de impuestos pueden pasar a tener rentabilidad negativa después de impuestos. Por esta razón puede desincentivas el desarrollo de campos marginales o proyectos menos rentables. 2) No es progresiva porque a medida que aumenta el precio del petróleo, captura una menor proporción de las ganancias y de la renta. De manera que es ineficaz para capturar renta. Adicionalmente la regalía genera que los egresos del proyecto estén concentrados hacia el principio del proyecto (front-loaded), incrementando los riesgos para el inversionista. Los impuestos a las ganancias tienen la gran ventaja de que son mucho más neutrales y progresivos que las regalías. Sus desventajas son que su administración es más compleja y requiere más información. Además, los ingresos fiscales que generan son más volátiles. Por otra parte, no establecen un piso o precio de reserva al precio del petróleo porque si no hay ganancia no se paga impuesto. En la practica como veremos los RFC usan una combinación de regalías e impuestos. Otros impuestos Los impuestos sobre la base de la tasa de retorno son los más neutrales y progresivos pero adolecen aún más de los problemas de los impuestos a las ganancias. Los impuestos a las ganancias extraordinarias son buenos capturando renta. Finalmente, los bonos de firma, si se subastan, dado que su pago ocurre ex ante son muy neutrales, pero ex post no son progresivos e incrementan los riesgos de credibilidad regulatoria. III.7. Experiencias de Gobernabilidad en otros países

En esta sección se realiza una breve reseña de los marcos institucionales de gobernabilidad y contratación del sector hidrocarburos en países seleccionados del mundo. Finalmente, se realizan unos comentarios sobre las mejores prácticas en cuanto a gobernabilidad y contratación utilizando el marco teórico desarrollado en la sección anterior. La mayoría de los grandes exportadores de petróleo tienen marcos institucionales bastante simples basados en un ministerio y una empresa estatal. Salvo las recientes oportunidades ofrecidas en Kuwait y Quatar, los demás países con grandes reservas petroleras del Medio Oriente se encuentran cerrados a la inversión privada. En estos

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países una compañía estatal controla la producción con el apoyo de contratistas de servicios petroleros. Aunque algunas de las empresas estatales del Medio Oriente se consideran eficientemente manejadas, el marco institucional de estos países es altamente discrecional controlado por las elites gubernamentales y con poca transparencia externa. De manera que no resulta un modelo para países democráticos con instituciones más complejas. Los países de la Comunidad Andina, son todos democráticos y están todos abiertos a la inversión privada por lo que para buscar las mejores practicas de gobernabilidad y contratación es necesario revisar modelos de países abiertos a la inversión privada y que posean instituciones creíbles. Los casos de Noruega y Brasil serán discutidos para evaluar la utilización de una agencia regulatoria independiente. El caso de México será brevemente mencionado para ilustrar el peligro de falta de autonomía financiera de la empresa estatal. El Caso de Noruega El marco institucional de los hidrocarburos en Noruega es un modelo interesante para los países latinoamericanos, porque es un país en el cual el sector se desarrollo basándose en una empresa estatal muy poderosa, Statoil, para luego evolucionar hacia un sistema más equilibrado con la existencia de un ente regulador que limita el rol de la empresa estatal y ejerce la soberanía estatal. Adicionalmente, la empresa estatal ha sido parcialmente privatizada aunque el Estado sigue ejerciendo control sobre ella. Sin embargo, el modelo noruego tiene la particularidad de ser altamente discrecional. Para mantener la credibilidad regulatoria y la transparencia en un esquema altamente discrecional se requieren instituciones políticas muy sólidas y estables, inexistentes en los países de la Comunidad Andina. El gobierno noruego tiene una influencia dominante en sector petrolero, pues posee el 71% del capital accionario de Statoil y esta empresa controla el 52% de la producción de petróleo. El gobierno noruego también tiene el 44% de Norsk Hydro, el segundo mayor productor con 28%. Adicionalmente el estado noruego posee el State Direct Financial Interest (SDFI), una entidad que participa en los joint-ventures y tiene derechos sobre el 40% de la producción petrolífera del país. El principal ente gubernamental en el sector energético noruego es el Ministerio de Petróleo y Energía MPE quien representa los intereses del Estado Noruego frente a las empresas petroleras, los prestadores de servicios de actividades aguas arriba, y las asociaciones encargadas de llevar a cabo las actividades costa afuera de exploración y producción. En este sentido, MPE dicta las políticas de la industria, administra el sistema regulatorio y legal, y controla la Asamblea General de Statoil.

El Departamento de Petróleo y Gas del MPE es el encargado de administrar las operaciones costa afuera en Noruega. Entre sus responsabilidades se encuentran, la colaboración y contacto con las empresas petroleras y sus principales proveedores. En este sentido, este departamento participa en todas las áreas relacionadas con la explotación petrolera, incluyendo:

a. Otorgamiento de Licencias: Se encarga de manejar la política de concesiones aguas afuera, y de definir la participación estatal en cada una de éstas. Adicionalmente, mide el impacto ambiental, económico y social del desarrollo de dichas actividades. A su vez, se encarga de manejar los aspectos legales relacionados.

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b. Desarrollo de los Yacimientos de Petróleo y Gas: En este caso

otorga los permisos necesarios para la implementación de las actividades de desarrollo, operación y transporte. Adicionalmente, debe promover la competencia entre los principales proveedores de bienes y servicios para los proyectos. Finalmente, es el encargado de promover la internacionalización de las industrias relacionados con las actividades de explotación costa afuera.

c. Participación del Estado en las Operaciones Petroleras: La

participación directa del Estado Noruego en la industria petrolera se lleva a cabo a través de dos medios: (i) El State Direct Financial Interest (SDFI) y su participación en Statoil, Norsk Hydro, Petoro y Gassco

El Norwegian Petroleum Directorate (NPD) es la agencia regulatoria estatal que reporta al MPE. Tiene la finalidad de asegurar que las actividades de exploración y producción cumplan con lo estipulado en la legislación, con las instrucciones establecidas en la ley de concesión, y que las concesiones últimas, a su vez, estén de acuerdo con toda la normativa legal. El sistema fiscal petrolero de Noruega está basado en un régimen de concesiones. Según este sistema contractual las empresas poseen la titularidad del mineral explotado, asumiendo los riesgos y costos inherentes a su actividad. Adicionalmente, las empresas también mantienen la propiedad de los equipos utilizados en la exploración y producción. Los criterios de asignación utilizados por el Ministerio de Petróleo y Energía Noruego, se basan en: (i) competencia técnica, (ii) programa de trabajo, y (iii) capacidad financiera del solicitante. Las licencias de concesiones de exploración y producción son organizadas a través de joint ventures con participación estatal. La evolución del marco regulatorio noruego en los últimos 20 años ha sido muy interesante. De un dominio por parte de la empresa estatal Statoil que estaba organizada como operador y regulador se ha avanzado hacia un esquema en que le empresa pasó a ser un operador con objetivos netamente comerciales y la regulación esta en manos de un ente regulador. Statoil sigue siendo muy influyente pero ahora se ve significativamente limitada por los dictados del regulador. Por otra parte la privatización parcial de Statoil ha ayudado a clarificar la separación de funciones. Los mercados bursátiles evalúan a la empresa y esta tiene que rendir cuentas a sus accionistas privados. Esto ha perm que a su vez que la empresa adquiera un enfoque menos local y se en realizar negocios inclusive en otras regiones, como por ejemplo Latinoamérica. El Caso de Brasil La evolución del marco regulatorio brasileño se asemeja al de Noruega debido a que en ambos casos entre los reto fundamentales se encontraba separar el rol de operador y regulador que habían parcialmente convivido en la empresa estatal. La política energética de Brasil en la última década le permitió pasar de ser un país importador neto de energía a contar actualmente con un relativo balance entre producción y consumo. En poco más de 10 años, la producción petrolera del país casi se triplicó, mientras que su consumo aumentó sólo en un 10%.

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_________________________________________________________________________ 28

Este cambio en el balance energético de Brasil se debió a la implementación de políticas que buscan: (i) aumentar la producción, y (ii) disminuir el consumo de petróleo a través de la búsqueda de energías alternas. Los elementos más relevantes en la reforma del sector energético, fueron: (i) la reforma constitucional llevada a cabo en 1995, donde se revocó el monopolio de Petrobras sobre la producción petrolera, y (ii) la aprobación de la Ley de Inversión de Petróleo. Esta última incluía las siguientes medidas:

1. Creación del Concejo Nacional de Política Energética (CNPE), encargado de definir las políticas del sector energético del país

2. Creación de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP) para implementar la reestructuración y desregulación del sector

3. Incrementar la competencia dentro del sector energético La agencia reguladora independiente (ANP) cuenta con la autoridad necesaria y personal calificado para ejercer sus funciones. Sin embargo, depende para su financiamiento del Estado, lo cual atenta contra la autonomía necesaria para la toma de decisiones. Como en le caso de Noruega, limitar el dominio de Petrobrás no ha sido tarea fácil. Algunas empresas multinacionales se han quejado de que lo mejores yacimientos han sido asignados directamente a Petrobras. Tal percepción ha debilitado el interés de algunos inversionistas en el sector de hidrocarburos brasileño. Hasta ahora la ANP aun no ha sido exitosa en la atracción de significativas inversiones extranjeras. Este resultado se ha atribuido en parte a las condiciones poco atractivas que se han ofrecido en los proyectos de exploración. Petrobrás está parcialmente privatizada y sigue manteniendo, dentro de la nueva estructura del sector, un papel preponderante en las áreas claves del sector energético del país. La relevancia de Petrobras en la economía brasileña traspasa las fronteras del sector energético. En tal sentido, es un motor de empleo y desarrollo de las industrias conexas a su actividad, y representa una importante fuente de ingresos fiscales, mejorando la evaluación crediticia de Brasil ante los mercados internacionales. Es importante mencionar que en los últimos años la empresa ha impulsado una agresiva estrategia de internacionalización en los sectores de petróleo y gas. El Caso de México PEMEX fue creada en 1938 conjuntamente con la nacionalización de las compañías petroleras extranjeras que entonces funcionaban en México. PEMEX conserva los derechos exclusivos de la exploración y la producción de petróleo. La independencia operativa y financiera de PEMEX con respecto al gobierno es muy limitada. El petróleo constituye el principal ingreso fiscal del México. Las obligaciones financieras de PEMEX para con el Estado mexicano le han hecho difícil invertir en el negocio que le compete, que es la producción petrolera. PEMEX necesita hacer cuantiosos gastos en inversión de capital para sostener los niveles de la producción y aumentar reservas del hidrocarburo de México. El congreso mexicano tiene que

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aprobar el presupuesto de PEMEX, lo cuan hace difícil que éste entienda las prioridades de inversión de la empresa petrolera, porque son recursos que compiten con otras prioridades de gasto. La rigidez y altos impuestos que confronta la empresa implica que cuando baja el precio del petróleo tiene perdidas después de impuestos. Por ejemplo, en 2003, PEMEX tuvo una pérdida de 3,7 mil millones de dólares, después de haber transferido ingresos de 34 mil millones dólares al gobierno. PEMEX es la compañía petrolera más endeudada del mundo, con la deuda neta de cercana a los 32 mil millones de dólares. Tres cuartas partes de la inversión en el sector hidrocarburos (desde el 2001 al 2004) ha sido destinada al reembolso de deuda y solamente una cuarta parte a las operaciones. Otros de los problemas de PEMEX es que ha sido utilizada con propósitos clientelistas, tiene cerca de 140.000 empleados, lo que significa que la producción por empleado es cercana a los 30 barriles diarios, en comparación con PDVSA, que ha producido cerca de 45 barriles diarios por empleado. Lecciones de Gobernabilidad del Sector Hidrocarburos De la evaluación de los casos analizados (incluyendo dos países latinoamericanos); la experiencia internacional, y el marco teórico presentado podemos sacar unas conclusiones básicas.

1) El marco institucional del sector hidrocarburos se debe ajustar a las instituciones políticas y características de cada país. No es aconsejable copiar el marco institucional de un país con capacidades institucionales muy diferentes al país receptor. El marco de gobernabilidad de los hidrocarburos en Noruega ha sido muy exitoso; sin embargo el alto grado de discrecionalidad que tienen las autoridades en el caso noruego no parece adecuado para países menos institucionalizados y más inestables.

2) En caso de existir una empresa estatal dominante es importante que en esta no se confundan el rol de operador y regulador.

3) La empresa estatal debe tener autonomía financiera y operativa, siendo evaluada como una empresa comercial. Se debe evitar su politización y uso como mecanismo clientelista. Sin embargo, debe existir un organismo regulador capaz de evitar que la empresa estatal sea capaz de imponer reglas a su conveniencia, limitando la competencia y apoderándose de rentas que no le corresponden.

4) La opción de crear una agencia reguladora independiente, luce como una buena opción para lograr los objetivos de regulación efectiva, manteniendo la autonomía de la empresa estatal. Por otra parte un regulador independiente bien diseñado puede constituir una garantía que genere credibilidad regulatoria y limite las tentaciones expropiatorias.

5) La existencia de una empresa estatal bien manejada puede ser un importante activo para el Estado en caso de que el sector de hidrocarburos sea de un tamaño relevante para la economía. Puede reducir las asimetrías de información y reducir los efectos distorsionantes de los altos impuestos para captar renta. Asimismo puede servir como efectivo contraparte en los joint ventures con empresas privadas. Sin embargo, sin la introducción de competencia y una efectiva regulación, puede ser un elemento perjudicial al limitar el potencial de inversión y generar clientelismo, ineficiencia y corrupción.

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III. 8. Regímenes Fiscales y de Contratación (RFC): La Experiencia Internacional Los estudios comparativos de Jonhston (2001, 2003), Van Meurs (199), Wood Mackenzie (2001) y Kellas (200X), indican la existencia de una gran variedad de regímenes fiscales y de contratación (RFC) de los hidrocarburos a escala mundial. Sin embargo, algunas generalizaciones son posibles. En las tablas a continuación se muestran las estadísticas resumen de todo el mundo y luego de aquellos países con mayor prospectividad, es decir mayor potencial de explotación (el percentil 20, es decir el 20% de países con más prospectividad). En el ámbito mundial dominan ligeramente los regímenes basados en producción compartida (PSC) con 53% sobre los basados en concesiones. Esta tendencia es mucho más marcada en los países con mayor prospectividad donde el 76% usa PSCs. En promedio la PEG es de 65%, sin embargo, como es de esperara, en los países de alta prospectividad es más alcanzando aproximadamente 80%. Como se puede ver en el Grafico a continuación la variación de la PEG entre países es sumamente alta. Habiendo casos en que es inferior al 30% y otros en que supera el 90%. En casi la mitad de los RFC el Estado participa como accionista en los proyectos petroleros. En el caso de países con alta prospectividad el Estado participa accionariamente en casi el 70% de los casos. La participación accionaria promedio del Estado es de alrededor del 30%. Las regalías en al ámbito mundial suelen ser bajas aún en los países con alta prospectividad, siendo en promedio 7%. Sin embargo, por la existencia de producción compartida la regalía mínima efectiva de los PSCs en países con alta prospectividad es de 29%. Como se discutió anteriormente las regalías altas tienen la desventaja de que generan distorsiones en la asignación de recursos hacienco poco competitivos a los proyectos marginales. Alrededor del 20% de los RFC usan escalas móviles (basadas en niveles de precio, producción, calidad del crudo, etc.) En el caso de PSCs en países de alta prospectividad el 26% usa escalas móviles. En la mayoría de los países (55%) los proyecto están ringfenced, es decir no se pueden trasladar costos entre proyectos para efectos de impuestos. En el caso de PSCs en 75% están ringfenced. En países de alta prospectividad el 76% de todos los sistemas están ringfenced y el 90% de los PSCs. El promedio mundial del índice de ahorro, es decir la porción de una reducción de costos que se apropia el operador es, de 47 centavos por cada dólar. Este nivel genera incentivos para que el operador sea eficiente controlando costos. Sin embargo, hay países con niveles tan bajos como 10 centavos en que el operador tiene pocos incentivos para reducir costos. Regímenes Fiscales y de Contratación de los Hidrocarburos en el Mundo y Países de Alta Prospectividad

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RFC en el Mundo Contratos

Producción Compartida

Sistemas con regalías e impuestos

Promedio Mundial

Número de sistemas 72 64 135 Government take 70% 59% 65% Gobierno participando 36 (50%) 29 (46%) 65 (48%) % de participación del Gobierno 25% 30% 27% Regalías 5% 8% 7% Regalía efectiva 23% 8% 17%

Ringfencing 75% 30% 55%

Índice de ahorro 39 centavos 56 centavos 47 centavos Límite de costos deducibles(PSCs) 65% N/A N/A

Sistemas de escala móvil 17% 25% 21% RFC de los Países con mayorProspectividad (Percentil20)

Contratos Producción Compartida

Sistemas con regalías e impuestos

Promedio Mundial

Número de sistemas 19 6 25 Government take 78% 80% 79% Gobiernos participando 12 (63%) 5 (83%) 17 (68%) % de participación del Gobierno 28% 42% 32% Regalías 5% 11% 6.8% Regalía efectiva 29% 11% 24.5% Ringfencing 90% 33% 76% Índice de ahorro 30 centavos 37 centavos 31 centavos Límite de costos deducibles(PSCs)

62% N/A N/A

Sistemas de escala móvil 26% 16% 24% Fuente: Johnston (2001 y 2003)

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_________________________________________________________________________ 32

P a r t i c i p a c i ó n d e l E s t a d o e n l a s G a n a n c i a s ( V a n M e u r s )

0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 0 8 0 9 0 1 0 0 I r la n d a

M o ld o v ia U . K .

P a k is t a n K a r a k s t a n

I s la s M a lv in a s I t a l i a

A r g e n t in a P o lo n ia

P e r ú C h a d

F i l i p i n a s U S A

C a n a d á P a k is t a n

C a n a d a U S A

A u s t r a l i a P e r ú U S A

B o l i v i a E c u a d o r

J o in t D o v - A r e a M a la s ia

E g ip t o P e r ú

T r in id a d y T o b a g o U S A

C h in a C a n a d á

T im o r G a p R u s s ia

T a i la n d ia B r u n e l

Y e m e n P a p u p a N u e v a

N o r u e g a M y a n m a r

P e r ú E g ip t o

I n d o n e s ia G a b o n N ig e r ia

C o lo m b ia A z e r b a i j a n

S i r ia Y e m e n

R u s ia K a z a k s t a n V e n e z u e la

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_________________________________________________________________________ 33

IV. GOBERNABILIDAD Y CONTRATACIÓN EN LA COMUNIDAD ANDINA

En esta sección se presenta una evaluación del marco institucional de gobernabilidad y contratación en la región andina. Se inicia con un análisis comparado de los regímenes fiscales y de contratación en la región. Luego se pasa a analizar el marco de gobernabilidad en cada uno de los países. IV.1. Regímenes Fiscales y de Contratación en la Región Andina En esta sección se realiza brevemente una evaluación de los RFC de la región. En primer lugar se presenta información sobre la región tomada del “Global Oil and Gas Risks and Rewards Upstream Economics Benchmarking Study” (2002) que evalúa la situación de la exploración y los RFC en 2000-2001. Luego se presenta información de la renta por barril capturada por el Estado en el periodo 1998-2001. Finalmente se presentan las estadísticas de Johnston (2003) y Van Meurs (1997) sobre la PEG en la región y el mundo.

Fuente: Wood Mackenzie (2002) En el gráfico anterior se puede ver un indicador de las prospectividad de los países en la región (con la excepción de Venezuela), el porcentaje de éxito comercial de los esfuerzos exploratorios. Como se puede apreciar en Perú y Colombia el éxito comercial en exploración ha sido muy pobre. En Bolivia ha habido importantes descubrimientos de gas y en Ecuador de petróleo, sin embargo en 3 de cada 4 casos no se tuvo éxito. En el caso de Venezuela el éxito exploratorio en los contratos de exploración a riesgo no ha sido tampoco demasiado satisfactorio. Solo 8 de los 12 campos ofrecidos se asignaron en los 90 y en solo tres de ellos se logró éxito comercial, dos de ellos solo por reservas de gas. En el gráfico inferior se presenta la PEG descontado (como porcentaje del Valor Presente Neto) de los proyectos ofrecidos a nuevos inversionistas en 1998-2001. Como se puede ver en el caso de Perú la PEG resultó demasiado alto. Consistente con ello subsiguientemente el gobierno peruano redujo la PEG.

Porcentaje de Éxito Comercial en Exploración (1991-2000)

24

13

28

4

0

5

10

15

20

25

30

35

Boliv ia Colombia Ecuador Perú

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 34

Fuente: Wood Mackenzie (2002) Johnston (2001), en una análisis de todos los contratos de exploración vigentes para 2000, usó una metodología diferente para calcular la PEG, sin descontar los flujos a VPN. Como se puede ver sus hallazgos son diferentes a los de Wood Mackenzie.9 En general indican que, con la excepción de Venezuela, los países de la región están cerca del promedio mundial de PEG. En el caso de Venezuela solo se muestran los (3) contratos de exploración a riesgo Dada la pobre prospectividad en Perú la PEG y regalías efectivas parecían estar a niveles demasiado altos (posteriormente fueron reducidas). En el caso de Bolivia la regalía efectiva también parece estar por encima de lo competitivo para un país con poca prospectividad en petróleo.

PEG y Regalía Efectiva del Petróleo en la Comunidad Andina (2000)

59

7974 71

90

70

2217

13

28

17 17

0102030405060708090

100

Boliv ia Colombia Ecuador Perú Venezuela Mundo

PEG Regalías Efectiv as

Fuente: Johnston, 2001 9 En el grafico de Wood Mackenzie solo se muestran las condiciones para nuevos inversionistas en 2001.

PEG Descontado (%) Nuevos Inversionistas en Yacimientos de Petróleo

5356

82

100

0

20

40

60

80

100

Boliv ia Colombia Ecuador Perú

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 35

En el caso de Venezuela la regalía efectiva de 17% estaba por debajo del promedio de países de alta prospectividad (24.5%). Desde entonces la regalía fue incrementada a 30% en la ley del 2001. Sin embargo, como se puede apreciar una regalía del 30% parece muy alta para estándares internacionales en áreas de poca prospectividad y Venezuela tiene proyectos en áreas de esa naturaleza por lo que a precios más bajos de los prevalecientes serían poco competitivas.

Índice de Ahorro Fuente: Jonhston, 2001 Como se puede apreciar el índice de ahorro en la región está en general significativamente por encima del promedio mundial. El único caso en que es demasiado bajo es en los contratos de exploración a riesgo de Venezuela. En los anexos se presenta el detalle de todos los contratos de la Comunidad Andina tomados de Johnston (2001). Indicadores C Andina (%) Mundo (%) PEG 76 70 Regalías Efectivas 20 17 Derecho de Elevación de Producción 48 77 Índice de Ahorro 59 47

Finalmente en el gráfico a continuación se muestra la proporción del precio de un barril que en promedio captura el Estado. Como era de esperarse Venezuela y Ecuador, que exportan la mayor parte de su producción, son los que capturan una mayor proporción de renta. En el caso de Venezuela, los barriles que se venden en el mercado interno y en los cuales se captura renta negativa bajan significativamente el promedio. A los actuales precios sin duda que estos valores se han incrementado significativamente. En el estudio de Pacheco (2005) se calcula la renta máxima por barril que se generaría a diversos niveles de precio. En la tabla a continuación se muestra el escenario de precios bajos incluyendo los costos. Como se observa, la renta máxima está entre $28 y $34 esto indica que aún en un escenario de precios bajos estos

0,61 0,590,55

0,65

0,2

0,47

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

Bolivia Colombia Ecuador Perú Venezuela Mundo

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 36

países podrían estar capturando una renta equivalente a casi 80% del precio por barril. Esto indicaría que en un escenario de precios como estos o superiores se debería pensar en la posibilidad de instaurar un impuesto a las ganancias extraordinarias o windfall tax en varios de los países, dado que sus sistemas son generalmente regresivos y no capturan la renta a precios altos. Lo que se debe evitar a toda costa es usar mecanismos inflexibles y regresivos como subir la regalía, porque una vez que bajen los precios harían inviable al sector.

Fuente: Mayorga (2005), PDVSA y cálculos propios

Renta Máxima, Precio y Costo por Barril (Escenario de Precios Bajos, 2006)

Fuente: Pacheco (2005)

IV. 2. Gobernabilidad y Contratación en los Cinco Países de la Región10 En esta sección se presenta una breve descripción y evaluación del marco institucional en cada uno de los países de la Comunidad Andina. Previamente se presentan indicadores generales de gobernabilidad y calidad de las políticas públicas para enmarcar el análisis de la regulación de sector hidrocarburos en el marco institucional general de los países. 10 Las principales fuentes para esta sección son Briceño (2002), Campodónico (2004), Mayorga (2005) e Informes de países IEA (2005).

Renta Petrolera Capturada por el Estado por Barril (1998-2001) (%)

23 21

51

29

52

0102030405060708090

100

Bolivia Colombia Ecuador Perú Venezuela

Países Renta Máxima Precio CostoColombia 33 42 9Ecuador 34 41 7Venezuela 30 35 5Venezuela Sincrudo 28 35 7

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_________________________________________________________________________ 37

Como se puede apreciar los países de la Comunidad Andina se encuentra muy por debajo del promedio regional de los 6 indicadores de gobernabilidad estimados por el Banco Mundial (2004). Estos indicadores estiman el rango percentil en que se encuentra un país entre todos los países del mundo en las siguientes categorías: estado de derecho, control de la corrupción, calidad regulatoria, estabilidad política, rendición de cuentas y eficiencia gubernamental. Si bien estos indicadores son imperfectos y están basados en percepciones, en lugar de variables objetivas, no hay duda que recogen una percepción relevante porque es en la que se basan los inversionistas.

Fuente: Banco Mundial En particular, Ecuador y Venezuela se encuentran en el último cuartil mundial en calidad institucional. De manera que es relativamente difícil crear un marco institucional creíble y efectivo para el sector hidrocarburos cuando no se cuenta con un marco general de gobernabilidad de calidad. De manera similar el índice de calidad de las políticas públicas desarrollado por el BID refleja que con la excepción de Colombia, todos los países de la región andina están por debajo del promedio latinoamericano. De nuevo este indicador refleja la dificultad de lograr un marco regulatorio efectivo en países con debilidades institucionales significativas. Venezuela y Ecuador son de nuevo los países con políticas públicas de menor calidad.

Promedio de los 6 Indicadores Institucionales, 2004(Rango Percentil)

0 20 40 60 80

VENEZUELA

PARAGUAY

CUBA

ECUADOR

GUATEMALA

Promedio Paí ses Andinos

HONDURAS

COLOMBIA

BOLIVIA

ARGENTINA

PERÚ

NICARAGUA

R. DOMINICANA

Promedio Regional

EL SALVADOR

BRAZIL

MÉXICO

PANAMÁ

URUGUAY

COSTA RICA

Ran

go P

erce

ntil

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 38

Indice de Calidad de Políticas BID (2005)

0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50

Venezuela

Ecuador

Promedio Reg. Andina

Bolivia

Perú

Promedio LA

Colombia

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 39

BOLIVIA

Bolivia es un país rico en recursos de hidrocarburos particularmente gas natural. Reporta, para el año 2004, modestas reservas de petróleo de 440 millones de barriles (MMB) y 31 Trillones de pies cúbicos (TPC) de reserva de gas natural. Esto ubica a Bolivia como el 2do país de la Comunidad Andina y el 4to de América en reservas de gas natural. La producción de petróleo se incremento en los años 2002 y 2003, y cerró en 41.000 BD requiriendo importar alrededor de 12.000 barriles dada las necesidades del mercado doméstico cuyo consumo se estima en 53.000 BD. En el año 2004 se registro una producción de 800 millones de pies cúbicos por día (MMPCD). La producción y exportación de gas natural a Brasil y Argentina se ha incrementado en los últimos tres años, y se transporta a través de gasoductos.

Evolución de la producción de gas natural en Bolivia 1970-2004

Fuente: BP Statistical Review. Marco Institucional y Gobernabilidad En la siguiente tabla se resumen las características del marco institucional del sector hidrocarburos (aguas arriba) de Bolivia.

Resumen del Marco Institucional de los Hidrocarburos en Bolivia

Exploración y Explotación • Operada totalmente por privados producto de la capitalización de los

Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia YPFB • 38 contratos de exploración • 44 contratos de explotación

0

0 ,5

1

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

P roducción

Mile

s de m

illones

de

pie

s cú

bi c

os

por

día

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 40

Marco Legal Fundamental • Ley de Hidrocarburos 1689 • Ley de Capitalizaciones 1544 • Ley de Hidrocarburos 3058

Instituciones • YPFB: Ente Estatal Petrolero encargado de celebras y administrar los

contratos de riesgo compartido de exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos.

• Vice-Ministerio de Energía e Hidrocarburos: es el organismo sectorial encargado de diseñar las políticas

• Superintendencia de Hidrocarburos: Es el ente Estatal que regular el dowstream

Tipos de Contratos • Contratos de Riesgo compartido: la contratista adquiere los derechos de

explorar, explotar y comercializar los hidrocarburos, previo pago de la participación de YPFB del 6%, más las regalías correspondientes a reservas probadas o nuevas.

En el Anexo A se detallan los siguientes contratos: • Contratos de Servicios, Operaciones, y Asociaciones (1980s) • Contrato de riesgo compartido (Ley N° 1689) • Contratos de Servicios a Riesgo Compartido (Exploración y producción-1997)

Impuestos y Regalías ISLR 25% Regalías efectivas (incluyendo todas las participaciones del Estado) • Reservas Probadas: 50% de la producción • Reservas Nuevas: 18% de la producción

El sector de los hidrocarburos boliviano fue reformado a mediados de los 90s con el objetivo de atraer inversión privada para desarrollar el sector. El año de 1994 se aprueba la Ley de Capitalización que privatiza los activos de la empresa estatal YPFB. Los campos existentes fueron divididos en dos sociedades anónimas de capital mixto: SAM Andina y SAM Chaco. El 50% de las acciones de las SAM fue usado para capitalizar los fondos de pensiones. El otro 50% fue vendido a operadoras privadas. El Estado obtuvo $937 millones. YPFB conservó la responsabilidad de negociar y supervisar contratos con las compañías petroleras extranjeras. Estas reformas que motivaron una afluencia importante en la inversión extranjera, dieron como resultado un aumento de 600% en reservas probadas del gas natural y un aumento importante de las reservas probadas de petróleo en Bolivia. El Ministro de Desarrollo Económico es el encargado de hacer cumplir la política energética. El Vice-Ministerio de Energía e Hidrocarburos se encarga de elaborar y proponer las regulaciones (reglamentos, leyes y demás disposiciones) necesarias para darle viabilidad a la ley y procurar el buen funcionamiento del sector en materia legal ante el Poder Ejecutivo. YPFB es el representante del Estado en la contratación con privados y contraparte en los contratos de riesgo compartido. YPFB regula y supervisa la actividad aguas arriba. Las compañías extranjeras operan el sector hidrocarburos en Bolivia. Petrobrás y Repsol son los mayores productores de hidrocarburos en Bolivia. Con la Ley 1689 de 1997, los contratos de asociación y operación existentes pasaron a la modalidad de riesgo compartido. Los contratistas adquieren el derecho a explorar, explotar y comercializar hidrocarburos. Estos derechos son adquiridos

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previo pago de las regalías y la participación de 6% de YPFB. En los campos capitalizados (SAMs) YPFB tiene una participación de 19%. En los últimos años ha habido un continuo ataque contra las reformas de los 90. En 2004, Bolivia aprobó un referendo consultivo que proponía entre otras cosas la re-nacionalización de las operadoras del petróleo y gas natural anteriormente propiedad del gobierno a través de YPFB, Andina y Chaco. Este mismo referéndum también propuso un aumento importante de los impuestos que pagan los operadores. En mayo de 2005, el Congreso de Bolivia aprobó una nueva Ley de Hidrocarburos que el Congreso elaboró sobre la base de los preceptos del referendo. Las protestas generadas por la negativa del Presidente Mesa a ejecutar la ley forzaron su salida. La nueva ley impone un impuesto adicional de 32% sobre la producción de los hidrocarburos (petróleo y gas) a boca de pozo, y conserva la misma taza de regalías de 18% para nuevos proyectos. La ley obliga la conversión de los contratos existentes a los términos de esta nueva ley, a lo que los operadores extranjeros han respondido con protestas y amenazado llevar el litigio a arbitraje internacional. Evaluación Como se puede apreciar en las graficas del Anexo F las reformas de los 90 fueron tremendamente exitosas en atraer inversiones extranjeras al sector de hidrocarburos de Bolivia. Como se explico en el marco teórico el periodo de altas inversiones e incrementos de reservas y producción suele ser seguido por un periodo de incremento en la expropiación de ingresos. En este caso se combina este fenómeno con la subida de los precios de los hidrocarburos y con el movimiento ideológico hacia el nacionalismo de izquierda que impera en la región. Si bien hay espacio para negociar una mayor PEG dado el incremento en el precio de los hidrocarburos, si Bolivia quiere mantener e incrementar las inversiones para el desarrollo de su inmenso potencial en gas debe evitar generar condiciones permanentes de alta incertidumbre sobre los derechos de propiedad y términos fiscales que en escenarios diferentes de precio hagan poco atractivo al sector. Por ello es deseable que los aumentos de impuestos se hagan como impuestos a las ganancias extraordinarias. Es razonable que el Estado tenga alguna participación minoritaria en la operación del sector para reducir las asimetrías de información y lograr un mayor control. Sin embargo, como el éxito de los 90 en comparación con el pasado lo hace evidente, no va a ser el Estado el que logre desarrollar el potencial del sector. En caso de transformar a YPFB en empresa operadora es deseable crear un ente regulador separado.

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COLOMBIA

Colombia reporta 1,5 miles de millones de barriles (MMMB) de reservas de petróleo probadas para finales de año 2004, lo cual la ubica en el 3er y 8vo lugar dentro de la Comunidad Andina y América, respectivamente. La producción de Colombia ha venido declinando a partir del año 1999, desde un promedio de 816 miles de barriles por día a un promedio 540 miles BD in 2004. Si el descenso de la producción continua, y no hay mayores descubrimientos de yacimientos de petróleo, se predice en el mediano plazo, Colombia podría pasar a ser un país importador neto de petróleo y productos refinados. En este sentido el gobierno esta promoviendo la participación de compañías petroleras internacionales para compartir el riesgo de buscar hidrocarburos, y así salvaguardar la autosuficiencia energética del país en el futuro. Colombia exporta alrededor del 50% de su producción de petróleo principalmente a EE.UU. y el resto lo consume (223 miles de b/d para el año 2004).

Producción y Consumo de Petróleo en Colombia, 1970-2004

Fuente: Statistical Review of World Energy June 2005.

Por otra parte, las reservas de gas natural de Colombia se estiman 3,9 Trillones de pies cúbicos (TPC) para el año 2004. Colombia ocupa la 4ta posición en la Comunidad Andina y 11va del continente. Marco Institucional y Gobernabilidad

Exploración y Explotación Modalidades de Producción Participación exclusiva de ECOPETROL participación mixta de ECOPETROL y privados mediante contratos

• 39 contratos de exploración y producción • 19 contratos de evaluación técnica

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• ECOPETROL: Empresa Estatal Petrolera. Es una Sociedad Pública por acciones encargada de explorar, producir, transportar, refinar y comercializar hidrocarburos

• ECOGAS: Empresa Estatal de Gas • Ministerio de Energía y Minas: Diseña las políticas del sector • ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos): Unidad administrativa especial,

adscrita al Ministerio de Energía y Minas, con personalidad jurídica, patrimonio propio y autonomía administrativa y financiera. Su principal función es: diseñar, promover, negociar, celebrar, hacer seguimiento y administrar los contratos de exploración y explotación.

Tipos de Contratos • Contratos de Exploración y Producción • Contratos de Evaluación Técnica

En el anexo B se detallan los siguientes contratos: Contrato de Asociación (Principios de 1980) Contrato de Asociación (Pre-1994) Contrato de Asociación después de 1994 Contrato de Asociación después de 2000 Contrato de Participación a Riesgo (Pre-1994) Contrato de Producción Incremental.

Impuestos y Regalías

ISLR 35% Regalías: Sistema variable

• Campos con producción menor a 5 mil barriles diarios: 8% de la producción • Campos con producción entre 5 y 125 mil barriles diarios: entre 8% y 20% de

la producción • Campos con producción entre 125 y 400 mil barriles diarios: 20% de la

producción • Campos con producción entre 400 y 600 mil barriles diarios: entre 20% y

25% de la producción • Campos con producción mayor o igual a 600 mil barriles diarios: 25% de la

producción El petróleo en el año 2003 es el primer producto de exportación de Colombia, el cual representa el 55 % del total de lo exportado por el país, y es el principal ingreso fiscal. El Gobierno Colombiano es propietario de las reservas de hidrocarburo del país. Hasta el año 2004, el sector fue gestionado y regulado por la empresa estatal Empresa Colombiana de Petróleos (ECOPETROL) y el Ministerio de Energía y Minas respectivamente. Sin embargo, la empresa ECOPETROL fue reestructurada a mediados del año 2003 como parte de la reestructuración del sector. Se crea la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) bajo la tutela del MEM, y su principal responsabilidad es la administración de las reservas de energía de Colombia. Como en Brasil y Noruega, se realiza una separación de roles en el Estado, ECOPETROL como operador y ANH como ente regulador. Las reformas del sector obligan a ECOPETROL a competir con los demás privados por contratos de exploración y producción.

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Desde 1999, el gobierno colombiano ha tomado medidas para mejorar el clima de inversión y hacer más atractivas las inversiones de las compañías petroleras extranjeras, impulsando una serie de reformas del marco fiscal y de contratación que han permitido concretar alrededor de sesenta contratos de asociación y la reactivación de la actividad exploratoria del país. La liberalización del sector incluye:

• Permitir que compañías petroleras extranjeras tengan una participación de hasta el 100% de empresas petroleras en Colombia.

• Establecimiento de regalías variables, regalías por escala o en proyectos petroleros.

• Licencias más largas de exploración. • Fuerte presión a Ecopetrol para competir con los operadores privados.

La introducción de regalías por escala o variable, ha sido una de las medidas más acertadas introducidas por el gobierno. La escala establece una tarifa de regalías de 8% en los yacimientos de petróleo más pequeños, los cuales representan el 90% de los campos de Colombia y tiene 60 millones de barriles de reserva. Este sistema de regalías ha incentivado las inversiones de operadores pequeños y medianos. Otro aspecto importante que ha contribuido con la atracción de inversión extranjera ha Colombia, ha sido la mejora en la situación de la seguridad: de 170 ataques contra infraestructura petrolera en 2001, en el 2004 se reportaron 34. El Ministro de Planeación y el Ministro de Hacienda a través del CONFIS aprueban el presupuesto de gastos en inversión de ECOPETROL. El Ministerio de Energía y Minas es el encargado de hacer cumplir la política energética, y la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas es quien diseña las políticas sectoriales en petróleo y gas. ECOPETROL es la empresa estatal petrolera que realiza las operaciones de exploración y explotación. La Agencia Nacional de Hidrocarburos está bajo la tutela del MEM, es la responsable de administrar las reservas de energía. Entre las actividades más importantes de la ANH se haya:

• La ANH de Colombia administra y asigna las áreas hidrocarburíferas para exploración y explotación, administra y celebra los nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, diseña, evalúa y realiza estrategias de promoción de las áreas hidrocarburíferas, apoya al Ministerio de Minas y Energía en la formulación de la política gubernamental del sector, administra y preserva la información técnica

• Administra la participación del Estado en los contratos de exploración y

explotación, administra y dispone de los bienes al finalizar los contratos o cuando hay reversión de concesiones, recauda las regalías y compensaciones monetarias que correspondan al Estado por la explotación de hidrocarburos, y trasfiere a las entidades con derecho a ellas tales recursos, efectuar las retenciones de las sumas que por concepto de participaciones y regalías que correspondan a las entidades partícipes con destino al Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera, FAEP, y hacer las transferencias y reintegros correspondientes.

Evaluación Como se puede apreciar en el Anexo 7, las reservas petroleras de Colombia han descendido paulatinamente desde 1994, por ello, el Estado colombiano ha

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desarrollado una estrategia de apertura que junto a las reformas fiscales del sector propician nuevas inversiones, todo ello, con el objetivo de aumentar las reservas y la producción y así sostener los ingresos fiscales del Estado provenientes de los hidrocarburos. En el caso colombiano la falta de éxito en aumentar las reservas ha generado la necesidad de un nuevo ciclo de inversiones extranjeras. Para ello el Estado ha hecho esfuerzos por obtener credibilidad regulatoria con la creación de la ANH. Por otra parte, la creación de la ANH provee incentivos más efectivos a los agentes del Estado al separar las funciones de operador y regulador. El hecho de que ECOPETROL no sea una empresa tan dominante como Petrobras lo era en Brasil, permite vislumbrar un marco regulatorio más equilibrado en Colombia. Adicionalmente la flexibilización del marco fiscal ha permitido generar condiciones atractivas para inversión extranjera. Como se señalo en la sección anterior Colombia tiene indicadores de calidad institucional y calidad de políticas públicas por encima del promedio regional, esto hace plausible que el esquema implantado tenga durabilidad y efectividad.

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ECUADOR

Sus reservas probadas se estiman en 5,1 MMMB, las 2da más grandes de la Comunidad Andina y las 6ta de América. El petróleo uno de los recursos energéticos claves en la economía ecuatoriana, su base de recursos es principalmente de crudos medianos y pesados, y es un exportador neto de petróleo. Ecuador consume un tercio de su producción total de petróleo y su pequeña producción de gas natural. Para el año 2004 la producción alcanzaba 535.000 barriles por día BD, lo cual representa un 13% de la producción de la Comunidad Andina. En el año 2005, la producción total de Ecuador, ha sido de alrededor de 550.000 BD donde casi 200.000 BD corresponden a Petroecuador y el resto a 14 compañías extrajeras. Hay expectativas de que la producción pueda incrementarse dada la posible apertura de un nuevo oleoducto privado Oleoducto de Crudo Pesado – (OCP) y el anuncio de los planes para incrementar las actividades en exploración y producción en un futuro cercano.

Evolución de la producción y consumo de petróleo de Ecuador,1970-2004

Fuente: Statistical Review Of World Energy 2005

Si bien la producción petrolera total de Ecuador ha aumentado en los últimos años, los niveles de producción de PETROECUADOR han disminuido, y los de las compañías petroleras privadas han aumentado. El Presidente Gutierrez, antes de ser derrocado, intentó reformar el sector petrolero para atraer nuevas inversiones mediante la reorganización de la empresa estatal y la puesta en marcha de contratos de servicio con operadoras privadas para explotación de campos tradicionalmente operados por PETROECUADOR. Sin embargo sus propuestas fueron inconsistentes y obstaculizadas en el Congreso.

En los últimos años ha habido gran conflictividad en el sector petrolero. Huelgas, conflictos indígenas, presión social para aumentar los impuestos y lobby de las petroleras para bajarlos han caracterizado al convulsionado sector. Los problemas financieros de PETROECUADOR han sido recurrentes.

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Marco Institucional y Gobernabilidad

Exploración y Explotación • PETROECUADOR opera las reservas más importantes y es la responsable de

otorgar y fiscalizar los contratos • 20 contratos de exploración y explotación: 1 contrato a riesgo de prestación

de servicios 1; 14 contratos a riesgo de participación 14; 5 contratos a Riesgo de Campos Marginales.

• 3 Contratos de Servicio • 4 Alianzas para rehabilitar y desarrollar yacimientos • 1 Alianza para desarrollar proyectos

Marco Legal • Constitución Política de la República de Ecuador • Ley de Hidrocarburos • Reglamento de Operaciones Hidrocarburiferas

Instituciones • PETROECUADOR: Empresa Estatal Petrolera propietaria de las reservas, se

encarga de la operación y de monitorear los contratos. • Ministerio de Energía y Minas: encargado de formular y ejecutar la política

energética y minera. • La Dirección Nacional de Hidrocarburos: organismo técnico-administrativo

adscrito al Ministerio de Energía y Minas, controla, fiscaliza y audita las operaciones hidrocarburíferas. Regulador y responsable de la firma de los contratos.

Tipos de Contratos • Contratos de Exploración de Servicios para la Exploración y Explotación de

Hidrocarburos: Las compañías privadas realizan las actividades de exploración y explotación, y en caso de descubrirse yacimientos comercialmente explotables PETROECUADOR efectuará el reembolso de los costos e inversión incurrida y reconocerá una tarifa por barril producido

• Contratos de Participación para la Exploración de Hidrocarburos y Explotación de Producción de Petróleo Crudo: La contratista hará por su cuenta y riesgo las inversiones, los costos y gastos requeridos en exploración y explotación, considera comercial el inicio de la producción tendrá derecho a participar en la producción

• Contratos de Servicios Específicos para el Desarrollo y Producción de Petróleo Crudo: son contratos requeridos por PETROECUADOR para llevar a cabo actividades de exploración y explotación.

• Contratos de Campos Marginales: Son contratos de exploración y explotación en áreas cuya producción al momento de la licitación no representan más del 1% de la producción marginal, donde la contratista hará por su cuenta y riesgo las inversiones, los costos y gastos requeridos

• Convenios de Exploración Unificada: Convenios para ejecutar proyectos conjuntos en cualquier fase de la industria hidrocarburífera.

En el anexo C se detallan los contratos: Contratos de servicios con riesgo compartido (Pre-1994) Contratos de producción compartida (Séptima Ronda) Contratos de producción compartida TRITON (Séptima Ronda)

Impuestos y Regalías

• ISLR 25% • Regalías: no pagan regalía

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Las reservas petroleras pertenecen a quien opera los recursos, por ello, en Ecuador, tanto el Estado a través de PETROECUADOR, como las empresas petroleras privadas son los dueños de las reservas.

El Ministerio de Energía y Minas a través de la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH) es responsable de desarrollar políticas, gerenciar y regular el sector de hidrocarburos de Ecuador. Petroecuador, empresa petrolera estatal, domina la producción petrolífera en el país, controlando cerca del 37% de la producción petrolífera total de Ecuador en el 2004. Las compañías petroleras privadas más importantes son: Occidental, EnCana, y Repsol YPF.

PETROECUADOR como Empresa Estatal Petróleos del Ecuador, esta encargada de representar al Estado a la hora de suscribir contratos (prestación de servicios, participación, servicios específicos, campos marginales, y convenios de explotación unificada) con las empresas privadas petroleras. PETROECUADOR tiene tres grandes filiales: PETROPRODUCCION, Petroindustrial y Petrocomercial. La administración de los contratos se realiza en una unidad especial dentro de PETROECUADOR que se llama Coordinación de Contratos y que depende de la Subgerencia de Operaciones. El Estado ejerce control en la Junta Directiva. El Ministro de Energía y Minas preside las Juntas Directivas y aprueba cambios significativos en los contratos, así como el lanzamiento de nuevas licitaciones. No existe un ente regulador de contratos autónomo como en Colombia o Brasil. Las compañías privadas suscriben directamente los contratos con PETROECUADOR. PETROECUADOR depende del Ministerio de Energía y Minas y no es autónoma. Más aún sus ingresos son administrados por el Ministerio de Finanzas, de manera que no tiene autonomía financiera. Al no existir restricciones a la acción discrecional del Ejecutivo con respecto los ingresos, las decisiones de las inversiones de PETROECUADOR quedan sujetas a las restricciones fiscales que tenga el gobierno. Al tener que competir con otras opciones de gasto política y socialmente prioritarias la empresa se ve en desventaja. Cuando un gobierno se encuentra en apuros fiscales, las primeras partidas que se recortan para liberar recursos son los presupuestos de inversión de la empresa. Esto sucede fundamentalmente porque los efectos de los rezagos de inversión petrolera (costos hundidos) sólo se perciben tiempo después, lo cual les hace presa fácil para ser aprovechados por un gobierno que descuenta el futuro agresivamente, tal es el caso cuando se encuentra en apuros fiscales. Evaluación Ecuador a enfrentado una alta inestabilidad política en las últimas décadas. Como se desprende de los indicadores del Banco Mundial y del BID, presentados anteriormente, está por debajo del promedio regional en calidad institucional y de las políticas públicas. Este marco hace difícil el desarrollo de un marco institucional creíble y efectivo en el sector hidrocarburos, el cual se encuentra en el centro de los conflictos que dividen a la sociedad ecuatoriana. Sin embargo, hay reformas institucionales que deben ser acometidas en el mediano plazo. Una de ellas es separa el rol de PETROECUADOR como regulador y operador. Así mismo, es necesario dar autonomía operativa y financiera a la empresa pero bajo la regulación de un ente efectivo y creíble. Finalmente, es necesario crear condiciones creíbles para la participación privada en el largo plazo y hacer que PETROECUADOR tenga que competir.

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PERÚ Las reservas de petróleo de Perú se estiman en 900 millones de barriles, lo cual lo ubica en la 4ta posición con respecto a la Comunidad Andina y décima en América.11 Perú importa crudo desde Ecuador y otros países de la región como Colombia, Argentina y Venezuela. La producción de petróleo en Perú ha declinado desde 1982 y actualmente está alrededor de 93.000 barriles BD. Al menos el 40% del consumo total de petróleo del país es importado, es decir se estima un consumo de alrededor de 150.000 BD.

Producción y Consumo de petróleo en Perú, 1970-2004

Fuente: Statistical Review Of World Energy 2005. Por otra parte, Perú dispone de reservas de gas natural más significativas, estimadas en 8,7 trillones de pies cúbicos (TPC), es decir ocupa el 3er lugar en la Comunidad Andina y el noveno de América. El campo de gas de Camisea, representa el activo principal y uno de los yacimientos más grandes de gas de Sur América. El proyecto Camisea, es la inversión foránea más elevada del país y con expectativas adicionales de inversión para la construcción de gasoductos para los años 2005 y 2006. El proyecto Camisea consiste de varios campos de gas natural localizados en la cuenca Ucayali. La empresa Hunt Oil ha desarrollado las operaciones de aguas arriba de Camisea, e inicio su producción en Agosto del año 2004. La capacidad inicial de producción es 450 millones de pies cúbicos por día MMPCD de gas natural y 34.000 BD de NGL, pero la actual producción tiene un nivel máximo debido a lo restringido de la demanda doméstica, y la ausencia de una infraestructura de exportación. Se estima incrementar la producción en un futuro, y más aun con la construcción de un terminal para exportar de gas natural licuado (GNL) en la Pampa Melchorita.

11 Este cálculo considera “gas condensate and natural gas liquids as well as crude oil”. Según Oil & Gas Journal y EIA las reservas de petróleo se estiman en 253 millones de barriles.

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Marco Institucional y Gobernabilidad

Exploración y Explotación • Operación totalmente por privados en 34 contratos • Exploración: 17 Contratos de Licencias en petróleo y gas • Explotación:

3 Contratos de Servicio en petróleo y 1 en gas 1 Contrato de Operaciones en petróleo y gas 8 Contratos de Licencias en petróleo y 4 en gas.

Marco Legal • Ley Orgánica de Hidrocarburos • El estado garantiza a los contratistas la estabilidad impositiva y monetaria a

lo largo de la vida del contrato • La LOH establece la posibilidad de apelar a tribunales internacionales para

resolver conflictos entre las partes escribientes del contrato. Instituciones

• PETROPERU: Empresa estatal que solo opera aguas abajo • PERUPETRO: Ente representante del estado, responsable de promover la

inversión de las actividades de exploración y explotación del hidrocarburo en el país. Perupetro negocia, firma y supervisa contratos del hidrocarburo y acuerdos técnicos de la evaluación. Asimismo, coloca a través de terceros, los hidrocarburos obtenidos de áreas bajo contrato de servicio. Es autónomo económica, financiera y administrativamente

• Ministerio de Energía y Minas: Es el encargando de elaborar, aprobar, proponer y aplicar la política del Sector, dictar las normas pertinentes y velar por el cumplimiento de la Ley

Tipos de Contratos • Contratos de Servicio: son contratos de exploración y explotación donde

operan los privados y PERUPETRO les paga una tarifa por barril, por el servicio prestado a PERUPETRO.

• Contratos de Licencias: El contratista tiene la facultad de explorar y explotar por su cuenta y riesgo, asumiendo las inversiones, costos y gastos. PERUPETRO le trasfiere la propiedad sobre el hidrocarburo extraído a la contratista, y ésta ha de pagar una regalía a PERUPETRO

• Contrato de Licencia (Proyecto Camisea): Este contrato bajo la misma forma y con las misma facultades de los contratos de licencia comprende tres segmentos diferentes: Explotación, Transporte y Distribución de hidrocarburos líquidos y gaseosos.

• Garantías de los contratos: Art. 63 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos: “El Estado garantiza a los contratistas que los regímenes cambiarios y tributarios vigentes a la fecha de celebración del Contrato, permanecerán inalterables durante la vigencia del mismo”

• En el anexo D se detallan los contratos: • Contratos de servicios con riesgo compartido (1989-1992) • Contratos de servicios con riesgo compartido OXY Bloque 1 a-b • Contratos de licencias (concesionarias-Ley 1993) • Contratos de Regalías e Impuestos con Petróleos Murphy (1995

aproximadamente) • Contrato de Licencia Lote II (1995) • Proyecto Camisea, contrato de desarrollo Mobil y Shell-1996, Devuelto al

Gobierno en 1998 Impuestos y Regalías

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ISLR 30% + Impuesto a la distribución de utilidades 4,1% Regalías • Los Contratos de Servicio no pagan regalía. • Los Contratos de Licencias de exploración y producción de petróleo y gas

natural pagan regalías entre 5% y 20% dependiendo del nivel de producción y los resultados económicos.

• Campos con producción menor a 5 mil barriles diarios: 5% de la producción • Campos con producción entre 5 y 100 mil barriles diarios: entre 5% y 20% de

la producción • Campos con producción mayor de 100 mil barriles diarios: 20% de la

producción • Las regalías con porcentajes entre 5 y 20 son calculadas con el Factor R, los

precios internacionales del petróleo y los porcentajes ofertados y convenidos en el contrato.

El dueño de los recursos petroleros sigue siendo el Estado peruano por disposición constitucional, aunque el Estado participa de la actividad petrolera solo aguas abajo (refinación, transporte y comercialización) por medio de la Estatal petrolera Petroperu. La Dirección General de Hidrocarburos (DGH) del Ministerio de Energía y Minas es responsable de elaborar, aprobar y aplicar las políticas regulatorias del sector. La Ley Orgánica de Hidrocarburos N° 26221 le designo esa responsabilidad en el año 1993.

12 DHG es también responsable de promover la inversión foránea para el sector, a través de PERUPETRO. Está empresa, en representación del Estado, negocia, celebra y supervisa los contratos en materia hidrocarburífera, así como los Convenios de Evaluación Técnica. La particularidad de dicha ley, es que el Estado promueve el desarrollo de las actividades de Hidrocarburos sobre la base de la libre competencia, garantizando la estabilidad jurídica de los contratos conforme lo señala el artículo 62° de la Constitución Política del Perú. Asimismo, garantiza a los contratistas la estabilidad de los regímenes tributarios y cambiarios vigentes a la fecha de celebración del Contrato. Dado los pobres resultados de la perforación exploratoria de los últimos años y el descenso de la producción, el gobierno ha desarrollado un nuevo régimen legal para reactivar al sector. Este régimen contempla la reducción de las regalías e impuestos a los contratos de exploración y producción de petróleo y gas natural, con el fin de atraer la inversión extranjera e incrementar la producción. En 2003, el gobierno peruano estableció un nuevo sistema de regalías variables e introdujo nuevos incentivos fiscales con el objetivo de aumentar la producción petrolífera y atraer nuevas inversiones extranjeras. Esta nueva reforma fiscal ha contribuido al renacimiento del interés por las actividades de la exploración en el país.

12 Dicha norma fue modificada por las Leyes No. 26734 del 30 de diciembre de 1996, No. 26817 del 23 de junio de 1997, No. 27343 del 1° de septiembre de 2000, No. 27377 del 6 de diciembre de 2000 y la Ley No. 27391 del 29 de diciembre de 2000[5].

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En marzo del 2005, la Global Energy Development, subsidiaria de Harten Energy, firmó un nuevo contrato de exploración y producción para el bloque 95 en Maranon ubicado al noreste de. El gobierno peruano también aprobó un contrato para Burlington Resources en el bloque 104 de Maranon. En 2004, Occidental Petroleum anunció que había descubierto por lo menos 100 millones de barriles de reservas recuperables en el bloque 64, situados en el Amazonas; esta misma compañía también anunció que aumentaría sus inversiones en los bloques 101 y 103 en la misma área. En marzo de 2004, Nuevo Energy anunció que había firmado un contrato para explorar el bloque Z-1, situado de la costa noroeste, mientras que la BPZ Energy también tiene actividades de la exploración en los bloques adyacentes XIX y 19. En el 2003, Repsol-YPF y Burlington Resources crearon una sociedad para realizar actividades de exploración en los bloques 90 y 57, localizado en Ucayali en la región central-este del país. Evaluación Perú ha realizado una agresiva política de atracción de inversiones en el sector hidrocarburos. Lamentablemente en el sector petrolero ha habido muy poco éxito exploratorio en la última década. Las garantías legales de estabilidad del RFC para los contratos proveen la base para una significativa credibilidad regulatoria. Sin embargo, el riesgo de inestabilidad política no genera una total certidumbre. En el futuro puede existir la tentación de extraer rentas el proyecto Camisea.

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VENEZUELA Venezuela dispone de las reserves de petróleo más grandes del continente que se estiman en el orden de 77 mil millones de barriles (MMMB), y representa casi el 48% del continente y 6,5% de las reservas del mundo. Esta cifra no incluye las reservas de crudos extra pesados de la Faja del Orinoco estimadas en más de 200 mil millones de barriles adicionales. La producción de petróleo de Venezuela para el año 2004 se estima en un promedio de 2,6 a 2,9 millones BD y se consume un aproximado de 525 mil BD. En cuanto a la producción de petróleo Venezuela ocupa el 1er lugar de la Comunidad Andina y representa el 71% de la producción de la región.

Producción y Consumo de Petróleo de Venezuela 1970-2004

Fuente: Statistical Review Of World Energy 2005 Al mismo tiempo, Venezuela tiene las segundas reservas de gas natural más grandes de América después de E.U.A., las cuales se estiman en 149 Trillones de pies cúbicos (TPC), y con respecto al mundo representan el 2,4%. Específicamente en relación con la Comunidad Andina, las reservas de gas natural venezolanas son las primeras y su participación en la región esta en el orden del 77%. La producción y consumo esta alrededor de 2,7 miles de millones de pies cúbicos por día (MMMPCD). Marco Institucional

Exploración y Explotación • Operada por PDVSA (60%) con la participación de privados (40%) • 32 Convenios Operativos • 4 Asociaciones Estratégicas • 3 Contratos de Exploración a Riesgo • Licencias de Gas

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Marco Legal • Constitución de la República Bolivariana de Venezuela • Ley Orgánica de Hidrocarburos 2001 (LOH) • Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos 1999 (LOHG)

Instituciones 1. Ministerio de Energía y Petróleo: organismo encargado de: La regulación,

formulación y seguimiento de políticas, la planificación, realización y fiscalización de las actividades del Ejecutivo Nacional en materia de hidrocarburos y energía en general

2. PDVSA: es la corporación estatal que se encarga de la exploración, producción, manufactura, transporte y mercadeo de los hidrocarburos.

3. PDVSA Gas: Empresa Estatal encargada de la comercialización del gas a nivel nacional

4. ENAGAS: El ente regulador del Gas es un organismo adscrito al Ministerio de Energía y Petróleo, para promover el desarrollo y la competencia en todas las fases de la industria de los hidrocarburos gaseosos y regular las actividades de transporte, distribución y comercialización de gas.

Tipos de Contratos • Convenios Operativos: son contratos de entre PDVSA y las operadoras para

la prestación del servicio”de explotación de hidrocarburos en campos marginales, a cambio de un pago indexado al precio del petróleo.

• Asociaciones Estratégicas: Contratos de Asociación entre PDVSA y privados, con mayor porcentaje de privados, para la extracción y mejoramiento de crudos extrapesados de la Faja del Orinoco.

• Contratos de Exploración a Riesgo: Si la exploración resulta exitosa la contratista deberá asociarse con PDVSA en la explotación.

En el anexo E se detallan los contrato de exploración a riesgo y convenios operativos Impuestos y Regalías

• ISLR para petróleo 50% • ISLR para gas natural 34% • Regalías • Petróleo Convencional 30% • Petróleo extrapesado 20% por un periodo limitado • Bitumenes 16,6% • Gas 20%

Según la Constitución de Venezuela, el propietario de los yacimientos de hidrocarburos es la República. Los dos actores más importantes del sector son el Ministerio de Energía y Petróleo (MEP), como ente regulador, y PDVSA como operador. De acuerdo con la Ley Orgánica de Hidrocarburos, corresponde al MEP tanto la formulación de políticas como la fiscalización de las actividades en materia de hidrocarburos y la fijación de precios de los hidrocarburos y de sus productos. Si bien esta competencia ha sido del MEP de acuerdo con lo establecido legalmente, las debilidades técnicas y de recursos del Ministerio, llevaron a que PDVSA asumiera muchas de las funciones que le correspondían al MEP por Ley, particularmente durante el proceso de apertura petrolera de los 90. Las empresas privadas han operado en convenios operativos o asociaciones con PDVSA. Los convenios operativos producen alrededor del 20% de la producción y porcentaje similar es producido por las asociaciones de la Faja del Orinoco.

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Venezuela nacionalizó su industria petrolera en 1976, creando la empresa estatal PDVSA. La estructura del holding estatal garantizaba la autonomía operativa y financiera de la empresa. Dicha independencia permitió que PDVSA incrementara significativamente la capacidad de producción del país que venía declinando por la desinversión previa a la nacionalización. En los años 90 se abrió el sector al capital privado con gran éxito, atrayéndose cuantiosas inversiones. PDVSA actuó en el proceso de apertura al capital privado como regulador y operador dada la significativa debilidad del Ministerio. El significativo poder de la gerencia de PDVSA para generar su propia regulación generó al igual que en Noruega una reacción por parte del Ejecutivo. En los últimos tres años, el Estado le ha quitado a la empresa autonomía financiera y operativa que tuvo durante sus primeros 25 años. El conflicto petrolero de 2003 que llevó al despido de casi la mitad de la fuerza laboral de la empresa, vulneró significativamente la independencia de la gerencia. El Ministerio de Energía y Petróleo ha asumido plenamente el rol de regulador, lo cual tiene mucho sentido. Sin embargo, la pérdida de la autonomía puede tener como efecto la politización de la empresa y la sobre-extracción de rentas. Hoy en día el Ministerio está organizacionalmente muy vinculado a PDVSA siendo el ministro presidente de la empresa y los viceministros directores de la estatal. En 2001 el gobierno del Presidente Chávez aprobó una nueva Ley de Hidrocarburos limitando la participación privada a la posición de socio minoritario de empresas mixtas controladas por PDVSA. Igualmente se subió la regalía de 16,6% a 30% y se redujo el ISLR de 66% a 50%. En 2005 se inició la transferencia forzosa de los convenios operativos firmados en los 90 a la nueva ley. Todavía esta por verse si las Asociaciones de la Faja van a ser también trasferidas al nuevo régimen. Evaluación El éxito en la atracción de inversión privada permitió que a pesar de una dramática caída en la producción de PDVSA, Venezuela hoy produce más petróleo que a mediados de los noventa. La presencia de grandes inversiones inmovilizadas e permitido que el Estado extraiga más rentas primero de PDVSA y luego de los operadores privados. El cambio en las reglas fiscales a los privados tiene la racionalidad de que el marco fiscal y contractual se hizo pensando en niveles muy inferiores de precio a los que prevalecen hoy en día. Sin embargo, se corre el riesgo de debilitar la credibilidad regulatoria en el largo plazo. La Ley de 2001 unificó el fragmentado sistema regulatorio de origen contractual y definió claramente el rol de los operadores privados en el sector. Igualmente positivo ha sido el fortalecimiento del regulador y que PDVSA se retire de actividades regulatorias que no le competen. Sin embargo, la eliminación de la autonomía de la empresa estatal puede tener graves consecuencias para el manejo eficiente de la empresa como entidad comercial, corriéndose el riesgo de politización, clientelismo y sobre-extracción de rentas. Por otra parte, el régimen fiscal introducido es muy rígido y poco eficiente capturando la renta. De manera que hoy no permite capturar las cuantiosas rentas generadas por lo que se usan otros mecanismos. Adicionalmente, si caen los precios del petróleo muchas actividades menos rentables van a ser imposibilitadas por el marco fiscal.

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Finalmente, el marco regulatorio del Gas incluye un ente regulatorio supuestamente autónomo pero con poca autoridad y autonomía en la practica. Por otra parte, si bien el marco de contratación y fiscal del gas son atractivos para los inversionistas, la incertidumbre sobre variables clave como la política de precios internos del gas perjudica significativamente la credibilidad regulatoria.

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V. COMENTARIOS FINALES

Latinoamérica vive el fin de un exitoso ciclo de inversiones iniciado con la apertura al capital privado en la década de los noventa. En los últimos 10 años las inversiones en hidrocarburos en la región andina han superado los US$ 90 mil millones. Esta gigantesca inversión ha generado importantes incrementos en la producción privada de hidrocarburos en Bolivia, Ecuador y Venezuela. En Colombia y Perú a pesar del aumento de inversiones no ha habido mucho éxito en la adquisición de nuevas reservas. Como se planteó en el marco teórico, los periodos de gran inversión e incremento en reservas y producción suelen ser seguidos por periodos de debilidad en los derechos de propiedad y mayor presión tributaria. En el caso de Bolivia y Venezuela, y posiblemente en el caso de Ecuador, la posibilidad ofrecida por las cuantiosas inversiones inmovilizadas, combinada con la oportunidad originada en los altos precios de los hidrocarburos y el viraje ideológico hacia la izquierda nacionalista, generaron el escenario para mayor control estatal y un endurecimiento de las condiciones fiscales y contractuales. En contraste en el caso de Colombia y Perú, la necesidad de atraer mayores inversiones privadas ha llevado a tratar de garantizar los derechos de propiedad de los inversionistas y a ofrecer condiciones más favorables al capital privado. La separación de los roles de regulador y operador del Estado parece ser una tendencia positiva en la región. El caso más desarrollado es el de Colombia donde se ha creado una agencia regulatoria independiente y la empresa estatal ha pasado a competir con los operadores privados. Un agencia de este tipo puede ser la solución óptima para ofrecer credibilidad regulatoria sin necesidad de limitar la soberanía nacional con mecanismos de compromiso externos. Sin credibilidad regulatoria difícilmente se logre un desarrollo continuo del potencial de largo plazo del sector hidrocarburos en la región. En algunos países se ha fortalecido al regulador limitando el poder de la empresa estatal. Esto ayuda a evitar que la gerencia de la estatal se convierta en un agente sin control del principal, reteniendo rentas y limitando la competencia. Sin embargo, es necesario que las empresas estatales tengan un importante grado de independencia y autonomía reguladas para evitar la politización, el clientelismo y la sobre-extracción de rentas. Si no esta claro el fin comercial y la autonomía financiera de la empresa estatal se corre el riesgo de ineficiencias como las registradas en Petroecuador y PEMEX. La coyuntura actual de altos precios y alta renta por barril genera la peligrosa tentación de rigidizar el régimen fiscal e incrementar regalías e impuestos. Sin embargo es importante alertar que esta estrategia puede limitar la inversión a proyectos marginales y crear condiciones de inviabilidad en caso de una caída significativa de los precios. Una alternativa más razonable parece la utilización de impuestos a las ganancias extraordinarias. En el caso de Venezuela un aumento de regalías coordinado con otros grandes exportadores puede utilizarse como mecanismo de establecimiento de un piso a al renta. En general los regímenes fiscales flexibles, neutrales y progresivos son más deseables.

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Las empresas estatales pueden tener un importante rol en el sector al permitir reducir las asimetrías de información y ejercer una mejore regulación y control sobre el sector. Sin embargo, hay que evitar que se transformen en fuentes de consumo de las rentas del negocio petrolero, como lo han sido tantas empresas del estado en la región.

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BIBLIOGRAFÍA

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ANEXOS

Definición de los renglones de las tablas de los contratos en los Anexos A,B,C,D y E

Área El tamaño de los bloques se extiende de muy pequeño, para proyectos de desarrollo (EOR), a muy grande para proyectos de exploración. El tamaños típico de los bloque de exploración están en la orden de 250,000 acres (1,000 km2) a un millón de acres (> 4,000 km2)

Duración Exploración: Típicamente consta de tres fases realizadas de 6 a 8 años Explotación: Entre 20 y 30 años

Requisito de Devolución13

Exploración: 25% después de la primera fase 25% de área original después de la segunda fase Esta son los más comunes pero se presentan grandes variaciones

Obligaciones de Exploración

Incluye estudios de sísmica, adquisición de datos y perforación. A veces los requisitos de contrato pueden ser muy agresivos en términos de dinero y tiempo, depende de la situación. Todos los bloques son diferentes

Bonos o Primas

Regalías El promedio mundial de regalías es de 7%

División de Ganancias Petroleras

La mayoría de los beneficios petroleros son divididos con base en la producción (aproximadamente entre el 55 y el 60%). Otros (alrededor 20-25%) se basan en el factor R o en el sistema ROR Factor: Relación Ingresos brutos/Egresos brutos ROR: Tasa de retorno.

Límite costos deducible de Impuesto

En promedio es de 65%. Los contratos de producción compartida tienen típicamente un límite y la mayoría se basan en los beneficios netos. Algunos, quizás alrededor del 20%, se basan en la producción neta o los beneficios netos (Regalías netas). Aproximadamente la mitad de los contratos de producción compartida en el mundo, no tiene depreciación para los límites de recuperación de costos (casi todos lo hacen con el propósito del cálculo del impuesto)

Impuestos El impuesto sobre la renta corporativo promedio del mundo, se encuentra entre el 30% y el 35%. Sin embargo, muchos contratos de producción compartida tienen impuestos pagados "en lieu" - "para y a nombre del contrato" fuera de los beneficios que comparte con la compañía petrolera nacional

Depreciación El promedio mundial es de 5 años con el método de línea recta (SLD) para los costos de capital. Usualmente la depreciación comienza "cuando empieza el servicio" o "cuando empieza la producción"

Asignación de costos por yacimientos14

El 55% de los países cuentan con sistemas fiscales de asignación de costos por yacimiento puro, y (13%) posee un sistema de asignación de costos modificados. Es decir, no permiten que los costos "crucen la cerca" para efectos de reducción de impuestos

13 Relinquishment: según el Glossary of Petroleum and environment, 2003, quiere decir, requisito de devolución: Las compañías petroleras retornan al cedente, total o parcialmente sus derechos de licencia en concesiones que expiran luego de un tiempo determinado. 14 Se refiere a los regímenes fiscales que no permiten a las empresas concesionarias alocar costos de un yacimiento a otro.

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En este sentido, los yacimientos son catalogados como sigue:

Tipo de Yacimiento

Tipo de Yacimiento Producción

Media

Costos Totales/Ingresos

Brutos

Campos Marginales 50-100 MMBBLS 50-60%

Campos Medios 75-150 MMBBLS 30-35%

Campos Provechosos >100 MMBBLS 20% aproximadamente

Anexo A. Contratos de BOLIVIA En las Tablas 1, 2 y 3 se describe a detalle algunos de los contratos de servicio y contrato de riesgo compartido.

Tabla 1. Contratos de Servicios, de Operaciones, y Asociaciones (1980s)

Área No excedan las 1.000 hectáreas en áreas tradicionales o explotadas. No excedan 1.500 hectáreas en áreas no tradicionales.

Duración Máximo 30 años Exploración: 4 años + 2 años si hay descubrimientos de gas Explotación: entre 24 y 26 años dependiendo de la extensión

Requisito de Devolución

El área de explotación después de la fase de exploración (No puede exceder las 60.000 hectáreas)

Primas Ninguna

Regalías 19% Impuesto nacional a la producción bruta 11% regalías departamentales 1% regalías de compensación nacional

Impuestos 40% Impuesto sobre las ganancias

Depreciación Costos de Exploración: Costos de desarrollo: 5 años en línea recta Instalaciones: 8 años en línea recta

Porción que toma el gobierno

Campos marginales

Campos medios

Campos provechosos

Margen

Regalía Efectiva

Derechos de

elevación

Índice de ahorro

% % % % % % centavos* Barril

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Asignación de costos por yacimientos

Si

Participación del gobierno

Ninguna

PEG

Campos marginales

Campos medios

Campos provechosos

Margen Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de Ahorro

82% 69% 62% 59% 31% 69% 60 centavos

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Tabla 2. Contrato de riesgo compartido (Ley N° 1689)

Área 40 parcelas que no exceden los 1.000 km2 en áreas tradicionales o explotadas. 10.000 km2 en áreas no tradicionales o áreas que no han sido exploradas, que no tienen infraestructura ni seguridad de reservas.

Duración Máximo 30 años Exploración: 3 años + 2 años + 2años + 7 años, en caso de descubrimientos Explotación: entre 24 y 26 años dependiendo de la extensión.

Requisito de Devolución

20% después de 3 años, 30% después del quinto año Máxima área retenida es 30% después de 7 años de extensión 10 años de retensión para descubrimientos marginales.

Bonos No

Regalías 6,0% de la producción bruta corresponde a la participación de YPFB que concede al contratista el derecho de explorar, explotar y comercializar los hidrocarburos

11,0% regalías departamentales de la producción bruta 1,0% regalías de compensación nacional de la producción bruta

18,0% regalías efectivas15. Adicionalmente para el transporte de los “hidrocarburos existentes” se calcula una regalía de 13%

Impuestos 25,0% ISLR 12,5% 13,0% IVA, impuesto al valor agregado 3,0% Impuesto sobre el valor de las transacciones comerciales

Depreciación Costos de Exploración: Costos de desarrollo: 5 años en línea recta Instalaciones: 8 años en línea recta

Asignación de costos por yacimientos

Si

Participación del gobierno

El estado por medio de su representante YPFB adquiere 6% de la producción bruta

PEG Campos

marginales Campos medios

Campos provechosos

Margen Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de ahorro

63% 56% 51% 50% 18% 82% 66 centavos.

15 Según el informe de CEPAL No 78. de Humberto Campodónico, “Reforma e inversión de la industria de hidrocarburos de América Latina”, Santiago de Chile 2004, este 18% de regalías corresponde a áreas nuevas, y para las áreas ya explotadas, la regalía correspondiente es de 50% de la producción bruta o los ingresos brutos de la producción.

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Tabla 3. Contratos de Servicios a Riesgo (Exploración y producción-1997)

Área No exceden los 1.000 km2 en áreas tradicionales o explotadas. No excede 10.000 km2 en áreas no tradicionales.

Duración Máximo 30 años Exploración: 3 años + 2 años + 2 años + 7 años si hay descubrimientos Explotación: entre 24 y 26 años dependiendo de la extensión

Requisito de Devolución

20% después de 3 años, 30% después de 5 años. Después de los 7 años se fijará el porcentaje de acuerdo al balance. La exploración no debe exceder áreas de 60.000 hectáreas que corresponde a 3 lotes

Primas No

Arrendamiento 23 centavos por hectárea para el tercer año

Regalías 18%

Impuestos 25% Impuesto sobre las ganancias 25% de recargo basado en los ingresos brutos El 33% de los gastos operativos son deducibles, una vez realizada el 100% de las actividades geológicas de levantamiento de tierra 12,5% Remittance tax (Impuesto a la repatriación de dividendos) Impuestos a la importación 5%+16% de impuestos de transferencia

Depreciación Costos de Exploración Costos de desarrollo: 5 años en línea recta Instalaciones: 8 años en línea recta

Asignación de costos por yacimientos

Si.

Participación del gobierno

Ninguna

PEG

Campos marginales

Campos medios

Campos provechosos

Margen

Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de

Ahorro

57% 55% 58% 61% 18% 82% 57 centavos

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Anexo B. Contratos de Colombia En las Tablas 1 a 6 se describe a detalle algunos de los contratos de asociación, contrato de participación a riesgo y contrato de producción incremental en el sector hidrocarburos de Colombia.

Tabla1. Contrato de Asociación (Principios de 1980)

Área Varios yacimientos

Duración Fase de exploración: 8 años Fase de explotación: 22 años

Requisitos de Devolución

50% hasta finalizar el segundo año (negociado hasta 25%) 25% más desde el séptimo año y hasta el final del octavo año

Obligaciones de Exploración

Si (Negociado)

Prima No

Regalías 20%

Límite costos deducible de Impuesto

No

Impuestos 40% Impuesto sobre la renta

Depreciación Etapa de Exploración: 5 años en línea recta Etapa de Desarrollo: 7 años en línea recta

Asignación de Costos por yacimiento

Si

Obligación de Mercado Doméstico

25% del crudo a razón de 75% de paridad

Participación del gobierno (sin incluir regalías)

50% de la producción debe ser entregada a Ecopetrol Ecopetrol reembolsa el 50% de los costos de los pozos exitosos más 12% de interés

PEG

Campos marginales

Campos medios

Campos provechosos Margen

Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de Ahorro

85% 80% 79% 78% 20% <80% 56 centavos

Tabla 2. Contrato de Asociación (Pre-1994)

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Área Varios yacimientos

Duración Fase de exploración: 28 años Fase de explotación: 0-10 años

Requisitos de Devolución

50% hasta finalizar el sexto año 25% más desde el octavo año

Obligaciones de Exploración

Si (Negociado)

Prima No

Regalías 20%

Costos Recuperables

100%

Límite costos deducible de Impuesto

No

Impuestos 30% Impuesto sobre la renta 25% de recargo para el período (1993-1997) 44% tasa efectiva 12-15% Remittance tax (Impuesto a la repatriación de dividendos)

Depreciación Etapa de Exploración: 5 años en línea recta Etapa de Desarrollo: 7 años en línea recta

Asignación de Costos por yacimiento

Si

Obligación de Mercado Doméstico

75% en USD, a valor de mercado

Participación del gobierno (sin incluir regalías)

50% de la producción debe ser entregada a Ecopetrol Ecopetrol reembolsa el 50% de los costos de los pozos exitosos. La participación del Gobierno aumenta cuando la producción acumulada supera 60 MMBBLS

PEG Campos

marginales Campos medios

Campos provechosos

Margen Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de

Ahorro

86% 83% 81% 80% 20% <80% 55 centavos

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Tabla 3. Contrato de Asociación después de 1994

Área Varios yacimientos

Duración 28 años, incluyendo el período de exploración 0-10 años para exploración

Requisitos de Devolución

50% hasta finalizar el sexto año 25% más desde el séptimo año y hasta el final del octavo año

Obligaciones de Exploración

Si (Negociado)

Prima No

Regalías 20%

Límite costos deducible de Impuesto

No

Impuestos 35% Impuesto sobre la renta 7% Remittance tax (Impuesto a la repatriación de dividendos)

Depreciación Etapa de Exploración: 5 años en línea recta Etapa de Desarrollo: 7 años en línea recta

Asignación de Costos por yacimiento

Si

Participación del gobierno (sin incluir regalías)

Depende del factor R= (Ingresos acumulados/egresos acumulados)

1. Si R<1: Ecopetrol (empresa petrolera estatal) reembolsa 50% de los costos de exploración, 50% de los costos de desarrollo, y 50% de los costos operativos; y toma posesión del 50% de la producción

2. Si 1<R<2: Ecopetrol reembolsa 50% de los costos de exploración, 50% de los costos de desarrollo, y (1-(50%/R)) de los costos operativos; y toma posesión del (1-(50%/R))% de la producción. Cuando R<1,8 y la producción acumulada<60MMBBBLS, la porción de Ecopetrol se mantiene en 50%

3. Si R>2: Ecopetrol reembolsa 50% de los costos de exploración, 50% de los costos de desarrollo, y 75% de los costos operativos; y toma posesión del 75% de la producción

PEG Campos

marginales Campos medios

Campos provechosos

Margen Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de

Ahorro

87% 83% 82% 81% 20% <80% 60 centavos

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 69

Tabla 4. Contrato de Asociación después de 2000

Área Varios yacimientos

Duración 28 años, incluyendo el período de exploración 0-10 años para exploración

Requisitos de Devolución

50% hasta finalizar el sexto año 25% más desde el séptimo año y hasta el final del octavo año

Obligaciones de Exploración

Si (Negociado)

Prima No

Regalías Esquema variable de acuerdo con la producción: • BPD (0-5.000) Royalty: 5% • BPD (5.000-125.000) Royalty: 2-20% (Aumento

de 0,00125% por MBPD)

• BPD (125.000-400.000) Royalty: 20% • BPD (400.000-600.000) Royalty: 20-25% (Aumento

de 0,00125% por MBPD)

• BPD (>600.000) Royalty: 25% BPD: Barriles de producción diaria.

Límite costos deducible de Impuesto

No

Impuestos 35% Impuesto sobre la renta 7% Remittance tax (Impuesto a la repatriación de dividendos)

Depreciación Etapa de Exploración: 5 años en línea recta Etapa de Desarrollo: 7 años en línea recta

Asignación de Costos por yacimiento

Si

Participación del gobierno (sin incluir regalías)

Depende del factor R= (Ingresos acumulados/egresos acumulados) y del tipo de hidrocarburo explotado: Petróleo y gas asociado:

1. Si R<1,5: Ecopetrol 30%, empresa asociada 70% 2. Si 1,5<R<2,5: Ecopetrol (100%-(70%/(R-0,5))),

empresa asociada 70%/(R-0,5) 3. Si R>2,5: Ecopetrol 65%, empresa asociada 35%

Gas no asociado y condensado 1. Si R<2: Ecopetrol 30%, empresa asociada 70% 2. Si 2<R<3: Ecopetrol (100%-(70%/(R-0,5))), empresa

asociada 70%/(R-0,5) 3. Si R>3: Ecopetrol 65%, empresa asociada 35%.

PEG Regalías Aumento Índice

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 70

Campos marginales

Campos medios

Campos provechosos

Margen Efectivas de

Producción de

Ahorro

64% 68% 69% 79% 5-9% <93% 61 centavos

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Tabla 5. Contrato de Participación de Riesgo (Pre-1994)

Área Varios yacimientos

Duración Fase de exploración: 8 años Fase de explotación: 0-10 años

Requisitos de Devolución

50% hasta finalizar el sexto año 25% más desde el octavo año

Obligaciones de Exploración

Si (Negociado)

Prima No

Regalías 20%

Costos Recuperables

100%

Límite costos deducible de Impuesto

No

Impuestos 37,5% Impuesto sobre la renta (Después de 1995 35%) 12% Remittance tax (Impuesto a la repatriación de dividendos)

Depreciación Etapa de Exploración: 5 años en línea recta Etapa de Desarrollo: 7 años en línea recta

Asignación de Costos por yacimiento

Si

Obligación de Mercado Doméstico

75% en USD, a valor de mercado

Participación del gobierno (sin incluir regalías)

30% heads-up 20% Exploración 15% de aumento una vez determinado el potencial de explotación 65% Participación de Gobierno potencial

PEG Campos

marginales Campos medios

Campos provechosos

Margen Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de

Ahorro

89% 87% 85% 85% 20% 80% 55 centavos

_________________________________________________________________________

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Tabla 6. Contrato de Producción Incremental

Área Frontera internacional con Venezuela Tertiary Barco: Crudo 30° API; Catatumbo Cretaceous: Crudo 45° API; El área posee potencial de exploración

Duración Fase Piloto: 2 años Fase de desarrollo: 18 años (con extensión de 10 años)

Requisitos de Devolución

No disponible

Obligaciones de Exploración

Fase Piloto: $15 MM ($10 MM mínimo) Gastos no reembolsables: $ 1 MM de garantía Fase de Desarrollo: $ 80 MM

Prima No

Regalías 20%

Límite costos deducible de Impuesto

No

Impuestos 35% Impuesto sobre la renta 7% Remittance tax (Impuesto a la repatriación de dividendos)

Asignación de Costos por yacimiento

Si

Participación del gobierno (sin incluir regalías)

Depende del factor R= (Ingresos acumulados/egresos acumulados)

• R<1 El Gobierno obtiene 26,5% de la producción • 1<R<2 El Gobierno obtiene entre 26,5% y 50% de la

producción • R>2 El Gobierno obtiene el 50%

PEG Campos

marginales Campos medios

Campos provechosos

Margen Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de

Ahorro

76% 72% 73% 75% 20% <80% 61 centavos

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 73

Anexo C . Contratos de Ecuador En las Tablas 1 a 3 se describe a detalle algunos de los contrato de servicios con riesgo compartido y contratos de producción compartida en el sector hidrocarburos de Ecuador.

Tabla 1. Contratos de servicios con riesgo compartido (Pre-1994)

Área No hay área definida

Regalías 0%

Costos Recuperables

100%

Honorarios por Servicio

HA = TP*(CDP) + R(P-C)*Q HA: honorarios por servicio anuales TP: tasa prime promedio CDP: Costos de desarrollo y producción menos reembolso P: Precio promedio del petróleo internacional ($/BBL) C. Costos de producción ($/BBL) Q: Producción anual (MMBBLS) R: Factor de ganancias promedio (fracción decimal)

Impuestos 44,4% de tasa efectiva de impuesto a la ganancia

Depreciación Costos tangibles de pre-producción: 5 años en línea recta

Asignación de Costos por yacimiento

Si

Participación del gobierno

Ninguna

PEG Campos

marginales Campos medios

Campos provechosos

Margen Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de

Ahorro

87% 87% 87% 87% 0% 49% 47

centavos

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 74

Tabla 2. Contratos de producción compartida (Séptima Ronda)

Área Máximo 200.000 hectáreas en tierra firme y 400.000 hectáreas en aguas afuera

Duración Exploración: 4 años + 2 años para petróleo 5 años + 2 años para gas Producción: 20 años para petróleo 25 años para gas.

Requisitos de Devolución

No

Obligaciones de exploración

De $12 a 16 millones en (0-1 pozos del amazonas) De $ 8 a 13 millones en (1-2 pozos en la costa oeste)

Prima Varios honorarios, $100.000 por pozos en el Amazonas, y $50.000 por pozos de la costa oeste

Regalías 0%

División del grueso de la producción

• <25.000 BPD 75% Contratista y 25% Gobierno • 25.000-50.000 BPD 65% Contratista y 35% Gobierno • >50.000 BPD 50% Contratista y 50% Gobierno

Impuestos 25,00% Impuesto sobre la renta

15,00% Distribución de beneficios a los empleados

36,25% Impuesto sobre la renta efectivo

Depreciación Costos tangibles de pre-producción: 5 años en línea recta

Asignación de Costos por yacimiento

Si

Asignación de Costos por yacimiento

Posible (prorrateado)

Participación del Gobierno

Ninguna

Otros 50 centavos/BBL, impuesto ambiental a la producción 25 centavos/BBL transporte (contratos anteriores exentos)

PEG Campos

marginales Campos medios

Campos provechosos

Margen Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de

Ahorro

75% 63% 57% 54% 26% 73% 63 centavos

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 75

Tabla 3. Contratos de producción compartida TRITON (Séptima Ronda)

Área 19 bloques de 2.000 km2

Duración Exploración: 4 años + 2 años para petróleo 5 años + 2 años para gas Producción: 20 años para petróleo 25 años para gas

Requisitos de Devolución

No

Obligaciones de exploración

400 km. de sísmica + 2 pozos $15.5 millones

Prima 100.000 $

Regalías 0%

Límite de costo deducible de impuesto

Ninguno Hay un límite de 15% de la inversión en exploración. Ninguna recuperación del "costo financiero" para la exploración. 5% como límite de pagos al Ministerio del Interior

División del grueso de la producción

<25.000 BPD 75% Contratista y 25% Gobierno >25.000 BPD 60% Contratista y 40% Gobierno

Impuestos 25,00% Impuesto sobre la renta

15,00% Distribución de beneficios a los empleados

(deducible de impuestos) 6,25% Impuesto sobre la renta efectivo

Depreciación Costos tangibles de pre-producción: 5 años en línea recta

Asignación de Costos por yacimiento

Posible (prorrateado)

Participación del gobierno

Ninguna

PEG Campos

marginales Campos medios

Campos provechosos

Margen Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de

Ahorro

73% 62% 56% 53% 25% 75% 63 centavos

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 76

Anexo D . Contratos de Perú En las Tablas 1 a 6 se describe a detalle algunos de los contrato de servicios con riesgo compartido, contratos de licencias, contratos de regalías e impuestos y contrato de desarrollo (proyecto Camisea) en el sector hidrocarburos de Perú.

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 77

Tabla 1. Contratos de servicios con riesgo compartido (1989-1992)

Área No definida

Duración Exploración: 7 años máximo con sub-períodos Producción: 30 años para petróleo, 40 años para gas

Requisitos de Devolución Negociado

Obligaciones de exploración

No

Prima No hay ni primas al momento de la firma, ni primas de producción

Regalías 0%

Remuneración del contratista (% ganancias brutas, basado en “factor R”)

R

Tarifas máximas

en el modelo

R

Mobil 1989

Eurocan

1992

0.0 – 1.0 83% 0 - 1 69% 71% 1.0 – 1.5 79% 1 - 2 59% 61% 1.5 – 2.0 76% 2 - 3 49% 50%

>2.0 66% >3 40% 40%

Impuestos 30,0% Impuesto al Ingreso

0,5% Impuesto al patrimonio (activos netos) 5,0% Participación laboral de operaciones de exploración y producción

Depreciación 5 años (línea recta o por unidades de producción)

PEG

Ejemplo Campos

Marginales Campos medios

Campos provechosos Margen

Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de

ahorro

Mobil 87% 70% 70% 74% 31% 69% 65

centavos

Eurocan 87% 69% 68% 74% 29% 71% 65

centavos

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 78

Tabla 2. Contratos de servicios con riesgo compartido OXY Bloque 1 a-b

Duración Exploración: 7 años máximo con sub - períodos Producción: 30 años para petróleo 40 años para gas

Requisito de Devolución

Negociado

Obligaciones de exploración

No

Regalías 0%

Remuneración del contratista (% ganancias brutas)

58% OXY, 42% Gobierno

Impuestos 30,0% Impuesto al Ingreso

0,5% Impuesto al patrimonio (activos netos)

5,0% Participación laboral de operaciones de exploración y producción 0,0% Retención de impuesto desde 1994

Depreciación

5 años (línea recta o por unidades de producción)

Asignación de Costos por yacimiento

No

Participación del gobierno

Ninguna

PEG Campos

marginales Campos medios

Campos provechosos

Margen Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de

Ahorro

99% 74% 68% 62% 42% 58% 65 centavos

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 79

Tabla 3. Contratos de licencias (concesionarias-Ley 1993)

Área Varios bloques, desde 1.500 a 10.000 km2

Duración Exploración: 7 años máximo con sub–períodos (2+5 años, con extensiones de 1 año) Producción: 30 años para petróleo 40 años para gas

Requisito de Devolución Negociado

Obligaciones de exploración

Entre $20 y $60 millones en los 7 años

Prima Honorarios de entrenamiento anuales: $25.000 - $50.000 (exploración)

$50.000 - $150.000 (producción)

Regalías Negociado. Típicamente basado en el factor R o en los niveles de producción

<$15 por barril >$15 por barril R

Modelo 1994 Min. Típico Máx. Min. Típico Máx.

0.0 – 1.0 15% 19 19 45 23 23 51 1.0 – 1.5 20% 22 25 49 27 29 52 1.5 – 2.0 25% 27 30 56 33 34 56

Impuestos 30,0% Impuesto al Ingreso

0,5% Impuesto al patrimonio (activos netos)

5,0% Participación laboral de operaciones de exploración y producción 0,0% Retención de impuesto desde 1994

Depreciación

5 años (línea recta o por unidades de producción)

Asignación de Costos por yacimiento

No

Participación del gobierno

Ninguna

PEG Campos

marginales Campos medios

Campos provechosos

Margen Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de

Ahorro

68% 63% 63% 61% 23% 70% 65 centavos

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 80

Tabla 4. Contratos de Regalías e Impuestos con Petróleos Murphy (1995 aproximadamente)

Área Lote 71: 12.259.236 hectáreas

Duración Exploración: 18, 12, 12, 18, 12, 12 meses Producción: el ejecútese del gas son 10 años Al final el cuarto año de exploración se deberá devolver todo al Gobierno excepto la región a 5 Km del halo

Requisitos de Devoluciones

20% y 20% después del primer y segundo período de exploración

Obligaciones de exploración

Reprocesamiento / reinterpretación de 950 Km. de sísmica en el primer período (como mínimo) Comenzando en el tercer período, 1,2,1,1 pozos respectivamente

Regalías Factor R < $15 $25 >$35 0.0 – 1.0 18.75% 22.5% 28.75% 1.0 – 1.5 24% 28% 34.5% 1.5 – 2.0 29% 35% 40% > 2.0 38.5 42.25% 47%

Costo de Recuperación

Ninguno

Impuestos 30% de Impuesto

1% retención de impuesto 5% otros

Depreciación 5 años (línea recta o por unidades de producción)

Asignación de Costos por yacimiento

No

PEG

Campos marginales

Campos medios

Campos provechosos

Margen Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de Ahorro

69% 63% 65% 66% 22,5% 70% 65 centavos

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 81

Tabla 5 . Contrato de Licencia Lote II (1995)

Originalmente, contrato de servicio firmado en 1991

Área Lote II: 78 Km.

Duración 20 años

Requisito de Devolución

Obligaciones de exploración

6 pozos

Prima No

Regalías BPD <$15/BBL $25/BBL >$35/BBL 0-300 20% 23% 45%

300-600 26% 42% 54% > 600 27% 48% 59%

Costo de Recuperación

Ninguno

Impuestos 30% Impuesto

1% Impuesto W/T 5% otros

Depreciación 5 años (línea recta o por unidades de producción)

Asignación de Costos por yacimiento

No

Participación del gobierno

Ninguna

PEG

Campos marginales

Campos medios

Campos provechosos

Margen Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de Ahorro

78% 79% 80% 73% 26% 52% 65 centavos

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 82

Tabla 6. Proyecto Camisea, contrato de desarrollo Mobil y Shell-1996

Devuelto al Gobierno en 1998

Área El contrato original contenía los bloques 38 y 42

Duración

Requisito de Devolución

Obligaciones de exploración

Prima

Regalías Gas/NGL Petróleo Factor R Regalía 15$ por

barril 25$ por barril

35$ por barril

0.0 – 1.0 7% 20% 23% 27% 1.0 – 1.5 22% 24% 29% 34% 1.5 – 2.0 27% 30% 35% 40% 2.0 – 3.0 37% 38% 42% 47% 3.0 – 4.0 40% 42% 46% 50%

> 4.0 47% 42% 46% 50%

Costo de recuperación

Ninguno

Impuestos 30%

Depreciación 5 años (línea recta)

Asignación de Costos por yacimiento

No

Participación del gobierno

No

PEG

Campos marginales

Campos medios

Campos provechosos

Margen

Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de

Ahorro

70% 63% 67% 68% 22% 70% 65 centavos

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 83

Anexo E. Contratos de Venezuela En la Tabla 1 se describe a detalle, por ejemplo, el contrato de servicio a riesgo de las “Asociaciones Estratégicas” de la 3ra. Ronda para el sector hidrocarburos de Venezuela.

Tabla 1. Contratos de Exploración a Riesgo (1996)

Área De 8 a 12 áreas en bloques de no más de 2.000 km2 divididos en 16 sub-bloques

Duración Exploración: de 0 a 9 años 20 años en total con opción a ser extendidos 10 años más

Requisito de Devolución

Obligaciones de Exploración

2 pozos por 1.000 km2 en los primeros 4 años si la exploración se extiende a los años 5, 6 y 7, deberán explorarse 6 posos adicionales

Primas Garantía inicial: $500.000 Paquete de datos: $50.000 Honorarios de oferta: $100.000 por oferta

Regalías 16,67% con una escala de disminución variable, basada en el ROA (“Return On Assets”) ROA = Utilidad antes de Impuestos / el valor de los activos en libro

Impuestos Escala de impuesto PEG entre 0 y 50%16 67,7 % ISLR de PDVSA (Los intereses son deducibles) Créditos fiscales por inversión máximo: 2% del ISLR 16% IVA (cero para las exportaciones)

Depreciación Exploración y desarrollo por perforación en unidades de producción en pozos secos

Asignación de costos por yacimientos

Si

Participación del gobierno

De 0 a 35%

PEG

Campos marginales

Campos medios

Campos provechosos Margen

Regalías Efectivas

Aumento de

Producción

Índice de

Ahorro

93% 91% 88% 87% 16,7% 0% 20 centavos

16 Las licencias fueron concedidas en base de oferta del PEG con una escala de 0-50%. Estas ofertas se hicieron en un plazo de dos horas.

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 84

Asociaciones Estratégicas (1990s) Crudos Extra-Pesados

• Los acuerdos de Asociación Estratégicas implican grandes inversiones que requieren integración vertical (Contratos: Cerro Negro, Sincor, Petrozuata, y Hamaca).

• El contratante tiene el título del crudo. • La tasa de impuestos es 34%, con royalties mínimos negociados en cada

proyecto. • Los costos son altos y el Government take es bajo. • Duración: 35 años (las negociaciones requieren aprobación del Congreso).

Primera y Segunda Ronda de Reactivación (Convenios Operativos)

• Proyectos de rehabilitación para campos no productivos o con baja producción.

• PDVSA paga un honorario por barril. • Duración fija de 25 años. • El contratante no tendrá participación ni en los activos ni en la producción. • No se pagan royalties pero se paga un impuesto municipal del 5% sobre la

producción bruta. • La tasa de impuestos es 34%. • Sistema de honorarios basado en el reembolso de los gastos operativos un

honorario de inversión para rembolsar la inversión hecha por la empresa afiliada.

• Algunos proyectos fueron exitosos y otros poco productivos (principalmente por la falta de reservas).

Tercera Ronda Convenios Operativos (1996)

• Rehabilitación/Redesarrollo de los proyectos. • La empresa prestadora de servicio cobra honorarios profesionales de acuerdo

con la producción y los costos incurridos. • Government take en el orden de 85-95%.

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 85

ANEXO F. Estadisticas de los Paises de la Comunidad Andina Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2005

BOLIVIA

Evolución de las Reservas de Petróleo en Bolivia, 1997-2003 (MMMB)

Evolución de las Reservas de Gas Natural en Bolivia, 1980-2004 (TPC)

Evolución de la Producción de Gas Natural, 1980-2004 (MMMPCD)

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 86

Inversión Extranjera Directa en el sector de Hidrocarburos, 1994-2004

Fuente:

Reformas e Inversión en la industria de los Hidrocarburos, CEPAL, Octubre, 2004 (*) Banco Central de Bolivia, Septiembre, 2005

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 87

COLOMBIA

Evolución de las Reservas de Petróleo, 1980-2004 (MMMB)

Evolución de la Producción y Consumo de Petróleo, 1980-2004,

(MBD)

Evolución de las Exportaciones de Petróleo, 1990-2004, (MBD)

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 88

Evolución de las Reservas de Gas Natural, 1980-2004 (TPC)

Evolución de la Producción y Consumo de Gas Natural 1980-2004

(MMMPCD)

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 89

ECUADOR

Evolución de las Reservas de Petróleo, 1980-2004 (MMMB)

Evolución de la Producción y Consumo de Petróleo, 1980-2004 (MBD)

Evolución de las Exportaciones de Petróleo, 1990-2004 (MBD)

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 90

PERU

Evolución de las Reservas de Petróleo, 1980-2004 (MMMB)

Evolución de la Producción y Consumo de Petróleo, 1980-2004 (MBD)

Evolución de las Reservas de Gas Natural, 1980-2004 (TPC)

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 91

VENEZUELA

Evolución de las Reservas de Petróleo, 1980-2004 (MMMB)

Evolución de la Producción y Consumo de Petróleo, 1980-2004 (MBD)

Evolución de las Exportaciones de Petróleo, 1990-2004 (MBD)

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________ 92

Evolución de las Reservas de Gas Natural, 1980-2004 (TPC)

Evolución de la Producción y Consumo de Gas Natural, 1980-2004

(MMMPCD).

Exportaciones de Petróleo de los países de la CA, 1994-2004

Países 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004Colombia 214 331 367 395 509 600 479 382 379 342 328Ecuador 248 135 125 125 119 145 177 171 179 205 312Venezuela 2316 2513 2711 2869 3035 2774 2825 2688 2624 2096 2403Total 2778 2978 3203 3389 3663 3520 3480 3241 3183 2643 3043

Fuente: Cálculos propios con base a BP Statistical Review of World Energy June 2005.

Inversiones en el sector de Hidrocarburos de los países de la CA, 1994-2004

Paìses 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004Bolivia(*) 62,8 137,7 53,4 299,0 644,0 449,0 412,0 631,0 709,0 336,0 190,0Colombia 757,4 1082,1 1489,1 1712,0 1294,0 912,0 791,0 925,0 762,0 1233,0Ecuador 685,0 616,0 662,0 798,0 877,0 653,0 756,0 1478,0 1549,0 1617,0Perú 186,0 155,4 273,7 289,8 308,5 156,7 122,6 144,5 95,4 Venezuela 2970,6 4275,7 5038,3 7627,4 6337,0 6990,4 7025,0 7469,6 6800,0 4675,0Total 4661,8 6266,9 7516,5 10726,2 9460,5 9161,1 9106,6 10648,1 9915,4 6628,0 1423,0(*) Solo contempla la Inversión Extranjera Directa

Fuente: Campodonico H., Reformas e inversión en la industria de hidrocarburos de América Latina, CEPAL, 2004 y Briceño M., Marco institucional y desempeño del sector hidrocarburos en la región andina BID, 2002.