“Government take” y su Aplicación al Petróleo en Colombia

En la medida en que la producción de petróleo de un país involucre empresas privadas, tanto éstas como los gobiernos llevan a cabo evaluaciones del régimen fiscal en vigor. Las compañías petroleras, en su interés por optimizar su portafolio de activos, usan medidas económicas para comparar las oportunidades de inversión que se presentan en el mundo entero y para valorar los perfiles de riesgo en cada caso. Durante la vida de un proyecto, las compañías petroleras monitorean el ingreso que se produce y verifican que estén cubriendo su inversión en capital y sus gastos y también que el retorno del capital sea consistente con el activo en particular y con los objetivos estratégicos de la firma. Los gobiernos, por su parte, están interesados en evaluar si su régimen fiscal alcanza los objetivos perseguidos con su implementación. Este examen se puede hacer al nivel de un proyecto individual, caso en el cual se mide si los beneficios obtenidos son consistentes con el nivel de riesgo y la política sectorial, o a nivel de todo el país en cuyo caso se monitorea el impacto que sobre ciertas variables macroeconómicas (inflación, PIB, balanza de pagos) genera el flujo de ingresos del sector productor de petróleo (Tordo, 2007).

Una forma de entender el problema es a partir del análisis del diagrama 3.6, en el cual se observa como la renta es igual a la diferencia entre ingresos brutos y los costos. La renta pertenece, de acuerdo con la teoría económica, al propietario del subsuelo o en otras palabras al Estado. La renta puede ser apropiada en su totalidad por el propietario por diferentes vías: regalías, participación en la producción, impuestos etc. En términos más precisos la literatura se refiere a “government take”(GT) como la participación del gobierno en el flujo de recursos asociado a un proyecto específico, normalmente el GT se expresa en términos porcentuales.

Posibles Composiciones del Goverment take

Bonos de entrada: pago al gobierno al momento de otorgar un contrato petrolero. Este puede variar, desde unos cuantos miles hasta varios millones de dólares. Los bonos de entrada suelen ser bajos en campos petrolíferos donde los datos geológicos son relativamente pobres o inexistentes y donde los costos de exploración son altos. Por el contrario, los bonos de entrada suelen ser altos cuando los datos geológicos son buenos y hay una mayor probabilidad de que la exploración sea exitosa.

Un bono de entrada no depende de si la IOC encuentra o no petróleo en cantidades comercialmente viables; éste es pagado por la compañía al gobierno independientemente de la cantidad de petróleo descubierta y por lo tanto no involucra riesgo alguno para el gobierno. Pueden encontrarse bonos de entrada en cualquier tipo de contrato petrolero. Éste es un pago por el derecho de realizar operaciones bajo un contrato petrolero.

En Colombia, existe el “derecho por la explotación” y se paga un monto en Dólares por Barril

Bono de producción: pago hecho en algún momento específico en la vida de un contrato petrolero. Un bono de producción puede ocurrir en el momento en que se declara un descubrimiento comercialmente viable, en el momento en que empieza la producción de petróleo, al alcanzar cierta tasa de producción o al alcanzar cierta producción acumulada. El bono de producción otorga al gobierno una cantidad fija de los ingresos en un momento determinado. Por lo tanto, este bono tiende a incrementar conforme al incremento de la producción.

En Colombia, existe el “derecho de participación” y se paga un porcentaje de la producción (después de regalías) convenido en el contrato.

Arrendamiento: pago fijo anual hecho al inicio del año natural o del año del contrato. Un arrendamiento puede tomar diferentes formas. Puede ser una cantidad fija del contrato, una cantidad fija por kilómetro cuadrado de tierra de operaciones o una cantidad negociada. Esta puede ser pagada durante la fase de exploración, de producción o ambas.

El arrendamiento sirve para un gran número de propósitos. Éste garantiza al gobierno una ganancia anual por una cantidad fija, lo cual le ayuda en la planeación de su presupuesto, sin importar los cambios en el precio del petróleo. El gobierno puede calcular la cantidad de pagos de arrendamiento que espera recibir basándose en el número de contratos petroleros que ha otorgado y en el área que estos cubren. El arrendamiento contribuye a los costos administrativos que tiene que asumir el gobierno por la realización de operaciones petroleras. Con esto se crea, a su vez, un ligero incentivo para que la IOC renuncie voluntariamente a cualquier área en la que no tiene planeado realizar actividades de exploración, permitiendo así al gobierno ofrecer dicha área a otras empresas.Los arrendamientos son usados mundialmente en concesiones, contratos de producción compartida y acuerdos de participación. Es común pedir a las IOC el pago –a los ocupantes privados de la superficie o al Estado– de cantidades adicionales por acceso a la superficie en que realizan las operaciones petroleras.

En Colombia, existe el “derecho por el uso del subsuelo y la sub-superficie” se pagará por cada fase del período de exploración después de la primera fase, en promedio US$0,75 por hectárea, dependiendo de la fase, el tamaño y la localización del área contratada, y un cargo durante el período de producción.

Regalía: pago hecho con relación a la cantidad y valor del petróleo producido.

Para Colombia

La base para la liquidación de regalías se disminuye al: 75% cuando el crudo tenga una gravedad API inferior a 15°, al 80% para gas y al 60% para gas encontrado costa afuera a 1.000 pies o más. Los campos que revirtieron a la Nación desde Enero 1 de 1994 liquidarán un 12% adicional.

El sitio en el que se fija una regalía puede tener un impacto significativo sobre la cantidad de regalía que se pagará. Las regalías pueden ser determinadas en:

La cabeza del pozo (Caso Colombia).El punto de medición en el campo petrolífero.Las fronteras del block.La terminal de exportación.

Si el sitio en que se determina una regalía se encuentra más alejado dentro de la cadena de valores del punto en el que se vende la producción (como ocurre

comúnmente), es necesario calcular el valor que esta tendría en el sitio de determinación de la regalía. Esto se logra, generalmente, deduciendo el costo de transporte y procesamiento del petróleo y del gas desde el punto de determinación de la regalía hasta el punto de venta. Este cálculo puede resultar más difícil de lo que parece, ya que dichos costos no suelen ser los costos de plena competencia pagados a un tercero. Cuando una IOC posee las instalaciones de transporte y procesamiento, es necesario garantizar que esos costos no son excesivos y que no incluyen una componente de beneficios más allá de un límite razonable de rendimiento del capital invertido.

Otros Componentes

Contraprestación por precios altos: Para crudo liviano hay un pago mensual eventual a la ANH (Agencia Nacional deHidrocarburos), cuando la producción acumulada está por encima de 5 MMBBLs y cuando el precio de internacional del crudo de referencia está por encima de un nivel de activación (trigger level). El pago es 30% de los ingresos en exceso reales del contratista. El ingreso en exceso es una proporción del ingreso bruto, en la misma proporción en que el precio internacional de referencia exceda el nivel de activación con relación al precio internacional de referencia pleno. El ingreso real del contratista es el valor de su producción en el punto de entrega. La fórmula para calcular el pago es la siguiente:

El crudo marcador de referencia para el precio internacional es el West Texas Intermediate (WTI), y el nivel de activación (trigger level) depende de la calidad del hidrocarburo producido, medido a la gravedad API, como sigue:

Para el año fiscal 2010 la tasa del impuesto a la renta que debía pagar las empresas era del 33%. La base gravable es el más alto de los siguientes montos: ingreso gravable ordinario (ingresos netos menos costos deducibles) o ingreso presuntivo. De otro lado, si se consideran las desgravaciones para los bienes de capital se tiene:

a) La depreciación para diversos activos sigue la siguiente norma, la cual puede ser modificada previa autorización de la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales(DIAN):

La deducción por depreciación puede hacerse utilizando los métodos de depreciación en línea recta, reducción de saldos o cualquier otro método reconocido por la DIAN.

b) Para la actividad de extracción de hidrocarburos existe la posibilidad de descontar un 30% por hacer inversiones en activos fijos productivos.

Incentivos: Existen también algunos incentivos para la inversión definidos para: a) períodos de exploración en los cuales no hay producción, b) si se presentan pérdidas, c) si hay donaciones y d) si hay inversiones en investigación y desarrollo.

Impuestos Indirectos: Los impuestos indirectos que pueden gravar a las compañías productoras de petróleo y gas son los siguientes: impuesto al valor agregado (IVA), impuestos a las importaciones (no aplica al de exportaciones), impuesto de timbre, impuesto de registro, impuesto a la participación accionaria e impuesto a las transacciones financieras.

El IVA en el caso que nos ocupa puede gravar las siguientes transacciones: venta de activos tangibles móviles, importación de bienes y provisión de servicios en el territorio nacional. En algunos casos la importación de servicios puede también gravarse con el IVA: licencias y autorizaciones para el uso de activos intangibles, consultoría, auditoría, renta de activos móviles y servicios de seguros y reaseguros.

Los bienes y servicios importados sobre base permanente por las compañías del sector de petróleo y gas deben pagar los aranceles de aduana y el IVA para

importados. Existen exenciones si los bienes son importados por compañías que se dediquen a la exploración y a la explotación de minas o a la exploración, refinamiento y transporte de hidrocarburos (Decreto 4743 de 2005).

Fuentes:

1. http://www.sipg.gov.co/sipg/documentos/Contratacion_petrolera.pdf

2. http://www.anh.gov.co/Contratacion/Documents/ Sistemas_Informacion_Regalias.pdf

3. La economía petrolera en Colombia (Parte I). Marco legal - contractual y principales eslabones de la cadena de producción (1920-2010) Por: Enrique López, Enrique Montes Aarón Garavito, María Mercedes Collazos.

4. https://openoil.net/?wpdmact=process&did=MjAuaG90bGluaw

5. https://www.acp.com.co/images/pdf/serviciosinformacion/infografias/ Info_Government.pdf