UNIDAD 5

1. UNIDAD 5 ANALISIS DE LOS CONTRATOS PETROLEROS: • UPSTREAM • DOWNSTREAM

2. CONTRATOS PETROLEROS Para tratar el tema del contrato petrolero en particular, debemos primero dar una definición genérica de contrato. Estos “se suelen definir diciendo que son los acuerdos de las voluntades de dos o más agentes encaminados a crear, modificar o extinguir relaciones jurídicas... Los contratos son la fuente principal de las relaciones obligatorias”, es decir su efecto principal es la creación de obligaciones. El art. 450 del Código Civil lo define: “Hay contrato cuando dos o mas personas se ponen de acuerdo para constituir, modificar o extinguir entre si una relación jurídica”

3. CONTRATOS PETROLEROS El “contrato petrolero” en el Upstream (Contrato para explorar y explotar hidrocarburos de propiedad nacional), para Bolivia, se podría definir de una manera simple: “aquél acto jurídico realizado entre el Estado y un particular (generalmente una compañía petrolera) por medio del cual la segunda a cambio de una remuneración (que varía según el tipo de contrato) se compromete a explorar un área geográfica determinada con el fin de extraer petróleo”. Tipos de Contratos petroleros en el Mundo A través de la historia, el hombre ha buscado diferentes maneras de regular sus relaciones, para esto crea instituciones que le brindan seguridad y confianza para poder negociar con seguridad. Es así como en la antigüedad surge la figura del contrato como una manera de adquirir obligaciones para ser cumplidas.

4. CONTRATOS PETROLEROS De esta forma es que al iniciar los primeros descubrimientos de petróleo y su explotación comercial, los Estados empezaron a preocuparse por la forma en que ese recurso debía ser extraído de la mejor manera. Desde ese entonces, han surgido diversas figuras contractuales, que hasta hoy en día son las que se siguen utilizando y las más relevantes las analizaremos. En general, los contratos petroleros modernos tienen un elemento común, el título del recurso y el derecho de explotarlo es retenido por el Estado, la compañía asume los riesgos y costos de exploración y recibe una remuneración en dinero o en especie (petróleo).

5. CONTRATOS PETROLEROS Uno de los elementos centrales en el Uptream petrolero es el diseño de los contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos. La razón es clara, un contrato petrolero define la relación entre el Estado y el operador del campo en variables claves. Entre ellas podemos citar: • división de la renta petrolera • división del riesgo exploratorio • división del riesgo de producción y precios • cuidado técnico del campo hidrocarburífero. • Todas ellas se relacionan, de una forma casi directa, con la propiedad del recurso, puesto que la definición de precios, mercados y volúmenes,1 también afecta a estas variables.

6. CONTRATOS PETROLEROS Dentro un contrato en el upstream petrolero/gasífero se expresan negociaciones y acuerdos entre el Estado y los operadores (públicos y/o privados) en torno al manejo de un recurso natural (generalmente no renovable) que es de propiedad de la Nación. Generalmente estos contratos contienen el detalle de derechos, deberes y obligaciones entre el Estado y los operadores del campo y la celebración de éstos se realiza a través de alguna representación pública. Usualmente son refrendados por la asamblea legislativa y cuando sólo son aprobados por el Poder Ejecutivo, la asamblea se limita a aprobar un “modelo” de contrato.

7. CONTRATOS PETROLEROS Para cualquiera de las formas utilizadas, los puntos sustanciales que diferencian una forma de otra son tres: el riesgo, el control sobre las operaciones y el reparto de utilidades o remuneración al inversionista. Contrato de Concesión Moderna El Contrato de Concesión Moderna, (en adelante el CCM), se desarrolló desde el año 1950, en respuesta a las cambiantes circunstancias políticas y económicas mundiales en las relaciones estatales. Este contrato mantiene la forma básica de lo que antes de la época señalada se conocía como concesión y en otras partes como licencia o permiso.

8. CONTRATOS PETROLEROS El CCM autoriza a una compañía petrolera a explorar y explotar las reservas petroleras de un área determinada, dándole un amplio campo de discrecionalidad a la compañía para el desarrollo de las operaciones. Es un contrato simple en materia de forma, contenido y administración. El concesionario adquiere derechos de propiedad sobre el área concedida, tiene pleno control sobre las operaciones y se hace dueño de la mayor parte de la producción extraída. La principal función del Estado es la de cobrar los impuestos y las regalías.El CCM para las empresas petroleras es más favorable que otras modalidades contractuales, ya que su naturaleza legal es asumir todo el riesgo pero con plena propiedad sobre el recurso.

9. CONTRATOS PETROLEROS En este punto, debe hacerse la precisión que el recurso es de propiedad estatal, pero únicamente mientras subsista y la propiedad de éste pasa al concesionario, por regla general, en el momento en el que llegue a la boca del pozo. Los derechos que se le conceden al concesionario incluyen todos los referidos a la operación, la propiedad y uso de las áreas para propósitos exploratorios y de producción. El derecho a la refinación del crudo por lo general se lo reserva el Estado concedente para sí. Otro punto que debe analizarse es el de la duración de los periodos de exploración y de producción. Estos periodos difieren entre uno y otro país.

10. CONTRATOS PETROLEROS Por otra parte, el concesionario está obligado a informar al gobierno el avance en las diferentes operaciones desde el inicio de las mismas y las inversiones que se realizan al final de cada año o periodo. También se obliga a establecer planes anuales de producción que deben ser enviados a la autoridad respectiva. El gobierno tiene el derecho de requerir al concesionario para acelerar la producción en el área concedida cuando el país tenga bajos niveles de producción. En cuanto a la obligación de devolución de áreas, el CCM tiene una cláusula donde el concesionario debe ir paulatinamente delimitando el bloque exploratorio de acuerdo con un cronograma que varía según el país y si la exploración se hace onshore(costa adentro) u offshore (costa afuera).

11. CONTRATOS PETROLEROS En cuanto a las obligaciones económicas del concesionario éste debe pagar, en líneas generales y variando de un país a otro, un canon por el área concedida, regalías e impuestos. El canon es una suma de dinero que se paga por cada km2 que se concede. Este canon se establece en cada contrato en particular y varía si es para exploración costa afuera (offshore). Las regalías son el precio que se paga por extraer el recurso. Se puede pagar en dinero o en especie, con petróleo, y sus fórmulas de cálculo varían dramáticamente de un país a otro. El precio que por regla general se utiliza para pagar regalías es el precio internacional del crudo. En lo referente al impuesto que se cobra, se trata simplemente del impuesto a la renta que se calcula sobre las utilidades netas provenientes de la operación de la compañía,

12. CONTRATOS PETROLEROS Contratos de distribución de la producción Este tipo de contrato nace en Indonesia cuando el gobierno deseaba abandonar el sistema de concesión y atraer inversión extranjera pero sin disminuir los intereses nacionales. 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.

13. CONTRATOS PETROLEROS 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 riegos 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:

14. CONTRATOS PETROLEROS La compañía petrolera es un simple contratista que no tiene derechos de propiedad sobre el área contratada, como si sucede en la concesión. Lo que se reparte entre el Estado y el contratista no son las utilidades sino que se distribuye la producción obtenida. La naturaleza legal del contrato es que el contratista asume el riesgo pero con derecho a parte de la producción. 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.

15. CONTRATOS PETROLEROS 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. 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.

16. CONTRATOS PETROLEROS 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. Al CDP se le han introducido diversas variantes que han hecho surgir modalidades con características propias

17. CONTRATOS PETROLEROS Encontramos el Acuerdo de Operación Conjunta, creado para promover la exploración en áreas marginales con bajo riesgo exploratorio. En este contrato la empresa estatal participa con el 50%. Aquí el contratista, durante un cierto número de años, invierte una suma de dinero igual a la que había invertido la empresa estatal en exploración en esa misma área. Del total de la producción el 50% va para el contratista para que recupere sus costos y el restante 50% se divide entre la compañía estatal y el contratista.

18. CONTRATOS PETROLEROS Contratos de Riesgo de Servicio En el Contrato de Riesgo de Servicio (en adelante CRS) la característica fundamental es el máximo control de la compañía estatal sobre el proyecto con una influencia mínima de inversionista extranjero. Este contrato se empezó a desarrollar desde los años sesenta, pero en la forma que lo conocemos hoy fue utilizada solo a partir de 1976 en Brasil, para contratar áreas “offshore” de su territorio.

19. CONTRATOS PETROLEROS La filosofía que rige a este contrato, es el pago por la realización de un servicio. Estos contratos se pueden dividir en dos categorías: los contratos de servicio con riesgo y los contratos sin riesgo. Bajo la primera modalidad la compañía privada es contratada para la realización de un servicio por el cual se le paga un precio. El riesgo lo corre el país que contrata dichos servicios. En tanto que, en el contrato de servicio con riesgo, la compañía privada acepta aportar todo el capital y sus servicios para la exploración y desarrollo. La contratista corre con el riesgo de que no se le pague en caso de que no se halle petróleo.

20. CONTRATOS PETROLEROS La remuneración depende de la fórmula que establezca la compañía estatal y que puede consistir en una suma fija por barril extraído, o se le paga según el tamaño del descubrimiento, la cantidad de capital invertido u otros factores. El contrato se divide generalmente en tres periodos: exploración, desarrollo y producción, los cuales se dividen a su vez en distintas fases.

21. CONTRATOS PETROLEROS Contratos Híbridos El contrato híbrido, surge en la República Popular China al principio de la década de 1980, según esta modalidad, en un contrato petrolero compuesto deben utilizarse las ventajas de los diferentes tipos contractuales, al tiempo que se evitan sus desventajas. El contrato híbrido chino está influenciado por el Joint Venture de Noruega, el CDP de Indonesia y el CRS de Brasil. Del modelo noruego se tomó el porcentaje de participación estatal en los proyectos (que está entre el 50% y el 80%); de Indonesia fue tomado el esquema de pago en especie y de Brasil la retoma del manejo en la etapa de producción y el control conjunto con el contratista sobre el proyecto.

22. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN AMERICA DEL SUR En general la modalidad de contratos analizados pueden agruparse en tres: • contratos de producción compartida, donde se le permite al operador del campo recuperar sus costos de operación (opex) y de capital (capex) antes de la división de ingresos con el Estado • contratos de servicios, donde el operador del campo recibe un monto de recursos, generalmente como porcentaje del ingreso bruto, para cubrir sus opex, capex y aún así obtener una ganancia razonable y • contratos de “impuestos/regalías” donde el operador del campo tiene una principal (no única) obligación con el Estado, que es el pago de impuestos y regalías.

23. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN AMERICA DEL SUR Siguiendo a Johnston & Johnston (2002) y Johnston (2003) la Figura 1 presenta el resumen, realizado por estos autores, de las formas contractuales generalmente utilizadas en el mundo. Por supuesto, no todas ellas son iguales, dado que dependen de las condiciones de cada país, sin embargo esta forma de agrupación es bastante útil.

24. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN AMERICA DEL SUR La primera distinción, entre Sistemas Contractuales y Sistemas de Regalías e Impuestos, tiene que ver con la propiedad del recurso, propiedad entendida como la capacidad de definir los precios, volúmenes y mercados para la producción; por ello muchas veces la propiedad del hidrocarburo está directamente relacionada con la comercialización de éste. En los Sistemas Contractuales la propiedad pertenece, generalmente, al Estado; por su parte, en los contratos basados en Regalías e Impuestos la propiedad la asume la compañía que aporta con el capital de riesgo, en estos casos la participación del Estado se limita al cobro de regalías y/o impuestos.

25. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN AMERICA DEL SUR En los Sistemas Contractuales el primer rasgo característico es la retribución a la compañía privada. En el caso de los Contratos de Servicios dicha retribución es generalmente en dinero; mientras que en los contratos de Producción Compartida ella muchas veces es en especie. Esta distinción es importante toda vez que si la retribución es en especie, la compañía privada puede comercializar la producción de la manera que vea conveniente. Por otra parte, en los Contratos de Producción Compartida muchas veces se le permite al operador del campo, recuperar sus opex y capex, antes de aplicar la participación del Estado.

26. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN AMERICA DEL SUR Los Contratos de Servicios pueden dividirse entre tres categorías: 1) los Contratos de Servicios Puros 2) los Contratos Híbridos y 3) los Contratos de Servicios de Riesgo. En los contratos de Servicios Puros el Estado otorga a la compañía privada un porcentaje fijo de los ingresos(medidos en Boca de Pozo); con este porcentaje la compañía debería cubrir los costos incurridos, ya sea de operación o inversión, en la operación del campo. En los contratos de Servicios de Riesgo la retribución a la compañía se realiza sobre el beneficio de la operación; finalmente en los contratos de servicios híbridos, se encuentran mezclas de los dos mencionados anteriormente.

27. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN AMERICA DEL SUR Cuando se estudia la naturaleza de un contrato es importante definir claramente quién asume el riesgo de la operación. En algunos casos es el Estado quien lo hace y simplemente contrata a compañías de servicios que se limitan a realizar determinadas operaciones, por ejemplo: perforación de pozos, mantenimiento, etc. En caso de descubrirse un pozo “seco” es el Estado quien pierde dinero, ya que no puede evitar el pago a la compañía de servicios. En otras situaciones, es la compañía quien asume el riesgo de la operación,por ejemplo, cuando firma un contrato donde el Estado sólo participa ante un descubrimiento comercial, la pérdida por pozos secos recae sobre la compañía.

28. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN AMERICA DEL SUR ¿Quién debe asumir el riesgo? Generalmente la respuesta inmediata es: el sector privado, debido a las restricciones presupuestarias que tiene el Estado, dado que debe también financiar actividades del tipo social, por ejemplo, salud y educación. Muchas veces la inversión privada, sobre todo extranjera, es sujeto de varias objeciones, por ello en estos casos son los Estados quienes asumen el riesgo. Claramente dependerá de la riqueza hidrocarburífera del país y la probabilidad de encontrar un yacimiento comercial; si la probabilidad es elevada, el Estado estará tentado a asumir el riesgo, mientras que en países donde esta probabilidad es baja, se deja que sea el sector privado quien asuma gran parte de los riesgos.

29. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN AMERICA DEL SUR Wright & Gallun (2005) establecen las siguientes características de los Sistemas Contractuales antes mencionados: Sistemas de Regalías/Impuestos: • La empresa que desea realizar el emprendimiento debe pagar un bono al Estado cuando se firma el contrato de exploración o cuando comienza la etapa de producción. • El operador del campo petrolero debe pagar una regalía al Estado. • El operador del campo petrolero debe cubrir con todos los OPEX y CAPEX de la operación. • Adicionalmente el operador debe pagar los impuestos y tributos establecidos por Ley.

30. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN AMERICA DEL SUR Contratos de producción compartida: • El contratista paga un bono al Estado al momento que se firma el contrato. • El contratista paga regalías al Estado cuando comienza la operación. • El Estado Nacional retiene la propiedad de las reservas, simplemente asegura al contratista el derecho a explorar, desarrollar y producir las reservas. • El contratista paga todos los costos y riesgos asociados a la exploración y el Estado (generalmente a través de la empresa estatal) se reserva el derecho de asociarse en la etapa de desarrollo y producción del yacimiento. • El contratista usualmente debe cubrir los costos de entrenamiento de personal local y/o dar dinero para financiar estos conceptos, estos costos pueden recuperarse en el futuro.

31. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN AMERICA DEL SUR Contratos de producción compartida: • Los costos de operación y, en algunos casos, los costos de exploración y desarrollo, pueden recuperarse a través de porcentajes de la producción. El volumen estimado para cubrir estos costos generalmente se denomina “costo de recuperación”. • Un monto de la producción, generalmente referida a la producción total deducida aquella para pagar las regalías y costos de recuperación, se divide entre el contratista y el Estado (empresa estatal). Este puede variar desde 5% hasta 60% para el contratista. • Dado que el contratista no puede disponer de las reservas del hidrocarburos, entonces generalmente está interesado en aquella parte de la reserva que le corresponde luego de la división anotada en el párrafo precedente. • El contratista también se hace cargo de los impuestos.

32. CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN EN AMERICA DEL SUR Contratos de Servicios: • Existe el pago de un bono al Estado cuando se firma el contrato. • Pagos de regalías al Estado cuando se produce el campo. • Las reservas quedan en propiedad del Estado. • Todos los costos y riesgos de las etapas de exploración, desarrollo y producción las asume el contratista. • El contratista recupera los OPEX y CAPEX a través de pagos por sus operaciones. • El Estado puede participar en la operación junto al contratista.

33. PARTICIPACION ESTATAL EN EL UPSTREAM Muchas veces, el término Participación del Estado, ha sido utilizado de forma ambigua según sea el contexto de la discusión. En algunos casos se lo utiliza para medir el total de recursos monetarios que quedan en el Estado respecto a los ingresos brutos en Boca de Pozo; mientras que en otros, el mismo término es utilizado para dimensionar estos recursos sobre los beneficios de la operación. En esta unidad se definirá claramente qué se entiende por Participación Estatal. En un intento de armonizar estas dos posiciones se utilizarán los siguientes conceptos:

34. PARTICIPACION ESTATAL EN EL UPSTREAM • Participación Estatal (PE), los recursos monetarios apropiados por el Estado medidos respecto al beneficio de la operación. • Participación Estatal Tradicional (PET), los recursos monetarios apropiados por el Estado medidos respecto a los ingresos brutos de la operación. El ingreso bruto es aquella cantidad de dinero recibida en la Boca de Pozo del campo. • Participación de la Compañía (PC), haciendo uso de la primera definición, se define con este concepto a los recursos monetarios con los que se queda la compañía privada respecto a los beneficios, es decir, una vez deducidos los costos de operación, de inversión y la PE. • Participación de la Compañía Tradicional (PCT), serán los recursos monetarios disponibles para la compañía respecto a los ingresos brutos.

35. PARTICIPACION ESTATAL EN EL UPSTREAM No es lo mismo la PE en los primeros años de operación, cuando la inversión es elevada y por tanto los beneficios pequeños, que en los últimos años, cuando ya se recuperó gran parte de la inversión y por ello los beneficios son elevados. Es útil señalar que, siempre que no se mencione lo contrario, cada vez que se utilicen los términos PE, PET, PC y PCT la referencia se hará a la vida útil total del proyecto, en un afán de equilibrar los años malos (elevada inversión y baja ganancia) con los buenos (inversión recuperada y ganancias elevadas).

36. PARTICIPACION ESTATAL EN EL UPSTREAM Los principales mecanismos utilizados por los Estados para apropiarse de parte de la Renta Petrolera y que forman parte integrante de los contratos de E&E son: REGALÍAS E IMPUESTOS Regalías Este concepto fue utilizado generalmente en discusiones menos económicas y más históricas, dado que su origen responde a un pago realizado al rey por concepto de la explotación de un recurso natural. Con el transcurso del tiempo, su definición se refinó y actualmente se acepta a la regalía como la compensación obligatoria en dinero o especie por la explotación de un recurso natural no renovable, pagada al propietario de éste. En Estados Unidos de América, las regalías históricamente se situaron en el orden de 1/8 del ingreso bruto, ahora es usual encontrar regalías de 1/4.

37. PARTICIPACION ESTATAL EN EL UPSTREAM Operativamente la regalía consiste en aplicar un porcentaje específico sobre el volumen o valor de la producción. En el caso del petróleo y gas natural, se aplica sobre la producción o el valor de la misma, medidos en Boca de Pozo. En nuestro País, La Ley 3058, en su art. 138, definiciones: “Compensación económica obligatoria pagadera al Estado, en dinero o en especie, en favor de los Departamentos productores por la explotación de sus recursos naturales no renovables”. La Constitución Política del Estado en su art. 308 expresa: “Los Departamentos productores de hidrocarburos percibirán una regalía del once por ciento de su producción departamental fiscalizada de hidrocarburos. De igual forma los departamentos no productores de hidrocarburos y el Tesoro General del Estado obtendrán una participación en los porcentajes que serán fijados mediante una Ley Especial.

38. PARTICIPACION ESTATAL EN EL UPSTREAM VENTAJA: Su cálculo y cobro es bastante sencillo. Para obtener el total de regalías a pagarse, simplemente se multiplica la alícuota porcentual por la producción o el valor de ventas. Otra ventaja importante es su transparencia, basta con tener certeza del nivel de producción, el precio de venta y el porcentaje, para que cualquier persona pueda realizar el cálculo correspondiente. DESVENTAJA: No permite la explotación óptima de todos los recursos no renovables, ya que su cálculo no considera los costos de operación e inversión; cuando se presentan campos con costos muy elevados o condiciones de mercado poco atractivas, aún permanece la obligación regalitaria sobre los ingresos brutos, pudiendo ocasionar que la totalidad de las utilidades (o más) sea destinada a cubrir dicha obligación.

39. PARTICIPACION ESTATAL EN EL UPSTREAM Impuesto a la Producción A nivel general, se puede definir un impuesto como un tributo determinado por Ley, que se paga siempre en dinero. Dentro de esta categoría existen muchas variantes, en esta unidad se estudiará solo el Impuesto a la Producción. Generalmente consiste en un porcentaje fijo aplicado sobre el total del volumen producido. De esta forma ni siquiera es necesario conocer el precio de venta del recurso, dado que su cálculo es volumétrico. Desde un punto de vista económico, posee las mismas ventajas y desventajas señaladas para las regalías, dado que su cobro es muy parecido. Sin embargo, se puede añadir una desventaja adicional, ya que no considera el precio de venta,en condiciones de mercado muy desfavorables (precios bajos) la alícuota permanece invariable, agravando más aún la rentabilidad del campo.

40. PARTICIPACION ESTATAL EN EL UPSTREAM Impuesto a la Producción En nuestro País, la Ley 3058, el art. 53, establece la creación de un Impuesto Directo a los Hidrocarburos que se aplicará en todo el territorio nacional, a la producción de hidrocarburos en boca de pozo, que se medirá y pagará como las regalías. Este impuestos se perfecciona en el punto de fiscalización de los hidrocarburos producidos, a tiempo de la adecuación para su transporte. La alícuota del IDH es del 32% del total de la producción de hidrocarburos . Las regalías y el IDH se pagarán en especie o en dólares de los Estados Unidos de América.

41. PARTICIPACION ESTATAL EN EL UPSTREAM Escalas variables y el factor “R” Las regalías e impuestos a la producción poseen la virtud de ser sencillos y transparentes en su cálculo, pero son sensibles a las condiciones de mercado que enfrenta la compañía. Para este fin, se diseñaron alícuotas variables en función a determinados parámetros. De esta forma los porcentajes, tanto de las regalías como de los impuestos a la producción, en algunos países pueden variar de acuerdo a:

42. PARTICIPACION ESTATAL EN EL UPSTREAM Escalas variables y el factor “R” • El volumen de producción, generalmente un mayor volumen de producción conlleva una alícuota mayor. En otros sistemas también se utiliza la producción acumulada, por ejemplo, si la producción acumulada del campo alcanza 2 TCF, entonces es posible incrementar la alícuota (DS 28701 “aplicación durante un periodo de seis meses de una participación para YPFB, equivalente al 32% del valor de la producción, adicional al 50% que ya se tributaba a partir de la vigencia de la Ley 3058. Esta participación era para campos cuya producción era superior a los 100 mmpcd”. • El precio de venta, a mayor precio de venta se asume que las utilidades de la compañía son mayores y por tanto, es posible incrementar la alícuota. • En países que tienen yacimientos en el mar, muchas veces la alícuota está en función a la profundidad del lecho del mar, a mayor profundidad menor alícuota.

43. PARTICIPACION CONTRACTUAL EN EL UPSTREAM El Estado también puede tener, generalmente a través de su empresa petrolera, una participación contractual en la operación del campo. No se la cataloga como regalía o impuesto porque los recursos obtenidos a través de este instrumento deberían destinarse a financiar actividades de dicha empresa. Los porcentajes aplicados también pueden ser fijos o variables. Esta participación también puede variar de acuerdo a la base sobre la que se aplica, en algunos casos será sobre el ingreso bruto y en otros, sobre la utilidad de la compañía. En los contratos de servicios, usualmente se aplican porcentajes sobre los ingresos brutos de la operación, medidos en Boca de Pozo, mientras que en los contratos de producción compartida, estos porcentajes se aplican luego de cubiertos los costos de operación y capital.

44. PARTICIPACION CONTRACTUAL EN EL UPSTREAM A continuación veremos un ejemplo donde la participación estatal es del 10% en un contrato de operación:

45. PARTICIPACION CONTRACTUAL EN EL UPSTREAM A continuación veremos un ejemplo donde la participación estatal es del 10% en un contrato de producción compartida:

46. CONTRATOS EN EL UPSTREAM EN BOLIVIA La actual vigente “Ley de Hidrocarburos 3058”, del año 2005, establece tres modalidades de Contratos Petroleros (art. 65 de la Ley 3058): • Contrato de Producción Compartida • Contrato de Operación • Contrato de Asociación

47. CONTRATOS EN EL UPSTREAM EN BOLIVIA Contrato de Operación: Es aquel por el cual el titular, ejecutará con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo a nombre y en representación de YPFB, las operaciones en las actividades de exploración y explotación dentro del área materia del contrato, bajo el sistema de retribución en caso de ingresar a la etapa de producción. Contrato de Producción Compartida: Es aquel por el cual una persona colectiva, ejecuta con sus propios medios y por su exclusiva cuenta y riesgo las actividades de exploración y explotación a nombre y en representación de YPFB. En esta modalidad, el titular del contrato tiene una participación en la producción, en el punto de fiscalización, una vez, deducidas regalías, impuestos y participaciones.

48. CONTRATOS EN EL UPSTREAM EN BOLIVIA Contrato de Asociación: Es el contrato suscrito entre YPFB y el Titular de un contrato de operación, para ejecutar las actividades de explotación y comercialización, adoptando el régimen de los contratos de asociación accidental establecidos en el código de comercio. GANANCIA A DISTRIBUIR: Los contratos de operación, en su Anexo F, establecen las tablas de distribución de la ganancia mensual en los contratos a favor de YPFB. Los porcentajes pueden variar cada mes, dependiendo del promedio de producción diaria y del cálculo.

49. RETRIBUCIÓN AL TITULAR EN LOS CONTRATOS DE OPERACION Del valor remanente, YPFB reconocerá al Titular los costos recuperables aprobados por YPFB en el marco de lo dispuesto en el Anexo D del Contrato de Operación. Una vez descontados los costos recuperados, la ganancia resultante será distribuida entre YPFB y el Titular de acuerdo a las tablas de participación establecidas en el Anexo F de los respectivos contratos.

50. COSTOS RECUPERABLES EN ANEXO D DE LOS CONTRATOS DE OPERACION