1. Realice un análisis de los contratos PSC, explicando los puntos más críticos, tanto para la empresa estatal como para la empresa privada, fundamente y mencione ejemplos

El contrato de producción compartida (llamado Production sharing agreement o Production sharing contract en la terminología anglosajona) nació en Indonesia a mediados del decenio de 1960, después de que el gobierno de esta naciente República se independizó de Holanda, puso fin al sistema colonial de concesiones (a Shell, Stanvac y Caltex) y lo reemplazó por otro, en el que las actividades petroleras serían realizadas por empresas petroleras del Estado (Pertamina, en particular). Desde entonces, el gobierno indonesio lo ha usado en serie en su territorio para desarrollar a largo plazo las actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural en cooperación estrecha con empresas extranjeras. De manera simple podemos definir al Contrato de Distribución de la Producción (CDP) como aquél en el cual la compañía petrolera y el Estado se dividen, en especie, la producción de petróleo de un campo o área determinados. Hay una definición un poco más elaborada la cual dice: “El contrato de Producción Compartida es un acuerdo por el cual una compañía petrolera extranjera, actuando como contratista del gobierno o de la empresa petrolera estatal, recupera los costos de la producción de cada año y tiene derecho a recibir cierta parte de la producción restante como pago en especie por los riesgos exploratorios asumidos y el desarrollo de los servicios desarrollados si hay un descubrimiento comerciable.” Dentro de los principales puntos que caracterizan al CDP encontramos los siguientes: 1. La compañía petrolera es un simple contratista que no tiene derechos de

propiedad sobre el área contratada, como si sucede en la concesión.

2. Lo que se reparte entre el Estado y el contratista no son las utilidades sino que se distribuye la producción obtenida.

3. La naturaleza legal del contrato es que el contratista asume el riesgo pero con derecho a parte de la producción.

4. Tanto el tiempo de duración del contrato como el área contratada, varían de un país a otro dependiendo de las condiciones que se negocien; en cuanto al tiempo de duración, este puede ir de 20 a 60 años.

5. Otra importante cláusula del CDP es la declaración de comercialidad. Esta declaración es hecha por la empresa estatal y es necesaria para el inicio de la etapa de desarrollo luego de la etapa exploratoria. Para que se declare la comercialidad el contratista debe demostrar que el Estado va a recibir un porcentaje mínimo sobre los ingresos totales en toda la vida del campo.

6. Otro punto de suma importancia en los CDP es el mecanismo de recuperación

de costos, que permite al contratista recuperar todos los costos operativos de la producción si hay un descubrimiento comercial. La parte de crudo que se usa para el reembolso de esos costos se denomina “petróleo de costo”. Ese petróleo de costo es un porcentaje total de la producción que varía en cada contrato y cuyo método de cálculo también difiere entre un modelo de contrato y otro.

7. Por último está la cláusula que, tal vez, caracteriza más al Contrato de Distribución de la Producción y es la de reparto de la producción. En esta cláusula el crudo remanente luego de la deducción de costos con el “petróleo costo,” se toma como petróleo para repartir entre la empresa estatal y el contratista en partes preestablecidas en el modelo de contrato y que no son objeto de negociación al momento de la contratación.

En algunos de los contratos de producción compartida modernos se ha incorporado a la regalía como porcentaje de la producción bruta que debe pagarse al gobierno antes de recuperar los costos. Ese porcentaje puede ser: a) fijo, b) mínimo y c) variable, generalmente: c1) en función de una escala móvil del volumen producido (el llamado sliding scale royalty en inglés), c2) de la rentabilidad del yacimiento o c3) de los beneficios netos de la empresa. Se ha incorporado también a la empresa extranjera como contratista de la empresa estatal y del gobierno, actuando juntos como una sola de las partes del contrato. Y se ha incorporado además a la producción compartida por tramos. El primer CPC desarrollado por Indonesia se caracterizó por otorgar el derecho al tercero para deducir costos hasta por un máximo de 40% y por ende propiciar un beneficio divisible entre Pertamina y el tercero de mínimo 60%(2). En la industria petrolera, al costo deducible y al beneficio divisible se les conoce como cost oil y profit oil, respectivamente. De dicho profit oil, Pertamina recibía dos terceras partes y el tercero mantenía la parte restante. Si bien el porcentaje promedio de cost oil se sitúa en alrededor de 60% a nivel mundial, dicho porcentaje presenta un amplio rango que varía entre un mínimo de 35% como en el caso de Libia y hasta un máximo de 90% como en Cambodia. Los CPC vigentes en Brasil estipulan un máximo de 50% de cost oil para los dos primeros años de producción y posteriormente un 30%. Sin embargo, el período de 50% puede extenderse en caso de que no se recuperen los costos. En la actualidad a nivel mundial, ochenta países utilizan el esquema de CPC. De estos 80 países, 11 lo combinan con esquemas de licencias (entre ellos Brasil,

Nigeria y Ucrania), dos los utilizan además con contratos de servicios (Irak y Turkmenistán), Angola lo combina con licencias y contratos de servicios y, consecuentemente, 66 países utilizan el esquema de CPC de manera exclusiva. 2. Cuáles son las principales lecciones aprendidas del caso de Indonesia y

en el caso de Bolivia? Elabore un cuadro comparativo e investigue casos similares.

Indonesia Bolivia

Después de satisfacer los impuestos de la empresa extranjera (a la tasa del 45 % del impuesto sobre la renta), Pertamina pagaba a la empresa extranjera el petróleo-costo y el petróleo-beneficio con volúmenes de crudo, y le transfería el título de propiedad del hidrocarburo pagado en un punto de entrega determinado (defined delivery point) o en un puerto de exportación específico. Pero, entonces, el contrato imponía a la empresa extranjera la obligación de ofrecer en venta hasta el 25 % de su petróleo-beneficio en el mercado interno a un precio fijado por el gobierno (USA $ 0,20 por barril en los primeros contratos).

La producción presente y futura se entregará a YPFB en el área de contrato. YPFB pagará el transporte y la compresión del gas hasta su entrega al comprador nacional o extranjero. Los compradores serán elegidos por YPFB. Con esos ingresos YPFB pagará primero los impuestos y regalías departamentales, hasta un 50% de dichos ingresos, y con el otro 50% atenderá los denominados costes recuperables del contratista hasta un máximo establecido de rentas percibidas. Esos costes se definirán en detalle y estarán sujetos a la auditoría y aprobación de YPFB. Una vez deducidos los costes recuperables del balance restante, se pagará al contratista, en dólares, un porcentaje de los ingresos totales. Ese porcentaje quedará fijado por un factor que tendrá en cuenta las inversiones, los precios y los volúmenes de producción, y según el cual la proporción recibida por el contratista irá decreciendo a medida que vayan aumentando los flujos de ingresos. El resto irá a parar a YPFB, para sus propios gastos.

La empresa extranjera estaba obligada a preferir al mercado interno para compra de bienes, equipos y empleo de personal. Sólo podía importarlos cuando no los encontraba localmente (en calidad, cantidad, precio, garantía de entrega a tiempo, servicio post-venta y calificación del personal, respectivamente), en cuyo caso, la importación de bienes y equipos estaba exenta de pagar impuestos. La misma obligación regía para la información técnica, sísmica y geológica. Todos los bienes y equipos y la información técnica comprados por la empresa extranjera pasaban a ser propiedad de la empresa estatal, y la empresa extranjera tenía derecho a usarlos solamente. Esta obligación era cónsona con el pago previsible de los costos de operación, pero no incluía los equipos arrendados a sub-contratistas, por lo que la mayoría de las empresas prefirieron arrendar equipos antes que comprarlos.

El primer gran avance en la búsqueda boliviana de mercados para la exportación de su petróleo fueron los acuerdos de “ferrocarriles por petróleo” firmados con Argentina y Brasil. El primer acuerdo se firmó con Argentina en 1922, y después se fue ampliando progresivamente durante las décadas de 1930 y 1940. Bolivia pagó a Argentina con petróleo sus préstamos para la construcción de ferrocarriles, con movimientos a pequeña escala en ambos sentidos. Pequeñas cantidades de petróleo boliviano se enviaban a través del oleoducto argentino de Campo Durán hasta una refinería en el río Paraná. Bolivian Gulf fue nacionalizada en 1969, mientras se construía un oleoducto a Argentina, y reemplazada por YABOG, una filial de YPFB, que suministró una media de 5 millones de metros cúbicos diarios mientras duró el contrato (1972-1991). El gas vendido por empresas extranjeras que explotaban bloques de exploración se convirtió hacia 1991 en parte mayoritaria de las exportaciones, fluyendo de forma continua a pesar de la hiperinflación y de las convulsiones políticas experimentadas en ambos países, y a pesar de los enormes retrasos en los pagos argentinos. Esos retrasos quedaron saldados finalmente mediante un Acuerdo de Borrón y Cuenta Nueva firmado en 1989, por el que los 310 millones de dólares que Argentina adeudaba a Bolivia por el gas suministrado se intercambiaron por 800 millones de dólares que Bolivia le debía a Argentina en deuda a largo plazo, destinándose un 18% de los futuros

pagos a un fondo común de obras públicas. Argentina ya no necesitaba el gas boliviano, por lo que poco después se reanudaron los retrasos en sus pagos.

La empresa extranjera tenía que pagar al gobierno un conjunto de primas (bonus, en inglés), rentas que en la industria petrolera se acostumbran pagar al propietario del recurso natural, como: prima por firma de contrato, prima para adiestrar personal y primas por producción acumulada. Estas primas, irrecuperables como costos, la empresa extranjera podía incluirlas como gastos deducibles al fijar la base imponible de su impuesto sobre la renta. En fin, al cabo de cierto plazo, la empresa extranjera retenía parte del área original y el resto lo revertía. Toda la materia estaba sometida al derecho indonesio y a su jurisdicción nacional, incluyendo el recurso al arbitraje.

El Estado, a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), asumirá toda la responsabilidad en el control desde la explotación, la producción y la comercialización de los hidrocarburos, al traspaso el 51% de las acciones en lo que respecta a las empresas capitalizadas. Las empresas petroleras recibirán el 18% de las utilidades, una vez que el restante 82% quedará en manos del Estado boliviano.

Posteriormente, el gobierno indonesio incorporó en el contrato la cláusula de participación, que obligaba a la empresa extranjera a ofrecer parte del contrato exitoso a “participantes indonesios”. Incorporó también en el objeto del contrato a las actividades de exploración y producción de gas natural. Eliminó el límite superior anual de recuperación de costos y lo reincorporó luego (hasta 90%, en la actualidad). Y restringió la lista de bienes y servicios recuperables como costos.

El contrato de producción compartida ha evolucionado en Indonesia desde su forma original hasta la actual, pasando por cinco fases, que se diferencian principalmente entre sí por el modo de compartir el petróleo producido entre las empresas. En la segunda fase (que comenzó en 1976), el gobierno indonesio incrementó la parte del petróleo compartido que le correspondía a Pertamina (la empresa petrolera estatal indonesia) a 85 % y redujo la parte de la empresa extranjera a 15 %. Pero en la tercera fase (1988), introdujo como incentivo adicional para las empresas que explotaran hidrocarburos en áreas exploratorias de mayor riesgo (marginales o en aguas profundas) la llamada primera porción del petróleo (First Tranche Petroleum): 15 ó 20 % de la producción, antes de recuperar costos y sin compartir con el gobierno, era para las empresas extranjeras. En la cuarta fase (1994), el gobierno introdujo otro incentivo para las empresas que invirtieran en áreas remotas y fronterizas de las provincias orientales del país: aumentó a 35 % la parte del petróleo compartido que les correspondía, después de pagar impuestos, y rebajó la suya a 65 %. Finalmente, desde 2008 en adelante, fecha que marcó el inicio de la quinta y última fase, hasta ahora, de la evolución de los contratos de producción compartida en Indonesia, al mismo tiempo que en ellos se establece: a) que la primera porción del petróleo producido (10 %) sea para el gobierno, sin compartirlo con la empresa; y, b) que sólo se reconocen como costos de operación recuperables del área de trabajo contratada los aprobados en el plan de desarrollo de los campos petroleros iniciales

En Bolivia han tenido lugar ya tres nacionalizaciones del sector del petróleo, con una historia cíclica: Standard Oil en 1937, Gulf en 1969 y Petrobrás, Repsol, British Gas, Total y otras operadoras extranjeras en 2006. Las dos primeras se vieron seguidas de una nueva oleada de inversiones extranjeras dos décadas más tarde. Las confiscaciones de las instalaciones de Standard y Gulf, por las cuales no se indemnizó hasta años más tarde, fueron decretadas como gesto nacionalista por dos dictadores militares, David Toro (1936-1937) y Alfredo Ovando (1968-1970), en un intento inútil de mantenerse en el poder. Los planes de trazar un gasoducto de exportación hasta el puerto chileno de Mejillones, que provocaron furiosas manifestaciones nacionalistas que obligaron a Sánchez de Lozada a dimitir en 2003, fueron mencionadas por primera vez por el Gobierno de Bolivia al Gobierno de Chile en 1932. Finalmente Gulf construyó un oleoducto en la década de 1950, pero Bolivia carecía de suficientes reservas de petróleo para llenarlo.

y subsiguientes; c) se ofrecen créditos a las empresas para que inviertan; y, d) se acepta negociar la proporción del petróleo compartido, después de impuestos. Estos últimos contratos obligan a las empresas a incluir partidas en sus presupuestos de costos recuperables para financiar y ejecutar estudios y programas de impacto ambiental en las áreas de trabajo y áreas circunvecinas; financiar y ejecutar programas de desarrollo comunitario, en consulta con los gobiernos locales o las comunidades vecinas del área de trabajo; y, limpiar y restaurar los sitios cuando terminen sus trabajos.

EL CASO BRASILEÑO El caso brasileño de uso combinado de licencias y CPC es un punto de referencia relevante para México, ya que nos permite analizar una referencia exitosa de los criterios que se utilizaron para seleccionar el modelo contractual y entender las actividades desarrolladas para aumentar el éxito en la aplicación de cada modelo contractual. Al inicio de la liberación de la industria petrolera brasileña, el gobierno de dicho país utilizó un esquema de licencias con la finalidad de fomentar al máximo la exploración de hidrocarburos. En paralelo, el regulador petrolero brasileño llevó a cabo una fuerte campaña de levantamiento y procesamiento de sísmica que le permitió a Brasil descubrir las formaciones del pre-sal. El descubrimiento del pre-sal se debe en gran medida a las actividades promovidas por el regulador brasileño. Con las inversiones en sísmica el Estado brasileño logró disminuir el riesgo geológico de los terceros de invertir en la exploración de dichos campos y por consiguiente fue capaz de utilizar un esquema de CPC para el desarrollo del pre-sal que le garantiza una renta petrolera superior. Por otra parte, los CPC presentan ciertas desventajas frente a las licencias. Los CPC conllevan una carga administrativa mayor que una licencia para dar seguimiento a los contratos. Lo anterior fue un elemento muy importante para que Rusia y Kazakstán optaran por dejar de utilizar los CPC. Era tal la cantidad de bloques petroleros que existen en aquellos países, que éstos no contaban con los recursos necesarios para dar seguimiento y administrar los CPC, principalmente por el tema de las revisiones administrativas y contables de los gastos deducibles para estimar el profit oil. En situaciones como la anterior, un esquema de licencias conlleva una menor carga administrativa para el Estado. Este criterio podría ser de gran importancia para la selección del modelo fiscal-contractual que se desarrolle, tanto para shale como para Chicontepec en México. Es posible que México se incline por un sistema de licencias para dichos desarrollos petroleros. Con el paso de los años, el esquema de CPC se ha sofisticado y vuelto más complejo. La complejidad de los esquemas contractuales petroleros se ha

incrementado tanto, que los operadores petroleros requieren equipos multidisciplinarios especializados de asesoría conformados por ingenieros-economistas-fiscalistas para descifrar los esquemas y poder estimar la rentabilidad esperada de los proyectos. En la actualidad los CPC contemplan diversos mecanismos para topar, tanto el beneficio divisible, como la deducibilidad de costos. Adicionalmente en varios de los CPC vigentes se incluyen rentals, bonos de producción y/o a la firma del contrato (i.e. signature bonus) y en algunos casos incluso regalías. Si bien todo lo anterior ha provocado que en varias ocasiones los CPC generen esquemas regresivos de recaudación, un análisis mundial de todos los regímenes fiscales petroleros existentes desarrollado por el experto mundial Pedro Van Meurs demuestra que, paradójicamente, los sistemas de licencias presentan con mayor frecuencia situaciones de regresividad recaudatoria que los CPC. Independientemente de si se trata de un CPC o una licencia, uno de los elementos que más incide en la regresividad de los sistemas fiscales petroleros son los bonos y, en especial, los denominados signature bonus. Estos bonos son los que pagan los operadores al inicio del contrato, independientemente de si los campos producen o no. A pesar de la regresividad de los bonos, es importante considerar que no todos los campos serán productores o si lo son, algunos proyectos tomarán mucho tiempo en desarrollarse, como por ejemplo proyectos de aguas profundas. Por lo anterior, la mayoría de los gobiernos se inclinan por el uso de bonos al inicio del contrato. En el caso reciente de los contratos de CPC de aguas profundas de pre-sal para el campo Libra, el Estado brasileño logró obtener 6,200 millones de dólares por concepto de signature bonus. Si bien este monto es el más alto registrado en la historia, es importante no perder de perspectiva que dicho bono sólo representa en términos nominales entre 0.66 centavos y un dólar por barril que se produzca de dicho campo. Como ya se mencionó con anterioridad, Brasil logró levantar dicho monto por concepto de bonos, gracias a que realizó importantes inversiones en la mejora de la información disponible en materia sísmica que redujera el riesgo geológico percibido por los inversionistas para el desarrollo exploratorio del pre-sal. En el caso brasileño, un mayor nivel y calidad de información sísmica permitió reducir el riesgo geológico percibido por los privados y consecuentemente incrementar la renta petrolera del Estado vía cobro de bonos y con un mayor porcentaje de profit oil.

Fuentes:

1. http://www.telesurtv.net/telesuragenda/Bolivia-Decide-2014-20140919-0083.html

2. http://energiaadebate.com/origen-actualidad-y-futuro-de-los-contratos-de-produccion-compartida/

3. http://encyclopedie-energie.org/notices/contratos-de-exploraci%C3%B3n-y-

producci%C3%B3n-de-petr%C3%B3leo-el-contrato-de-producci%C3%B3n-compartida