CONTRATOS DE SERVICIOS PETROLEROS
GERENCIA DE ADMINISTRACIÓN ECONÓMICA Y FINANCIERA DE CONTRATOS
Dirección de Gestión Económica y Financiera de Contratos de Servicios Petroleros Unidad de Análisis Económico Financiero de Contratos
Información Financiera
CONTRATOS DE SERVICIOS PETROLEROS
Contenido
2. Descripción del Marco Normativo 3
3. Contratos de Servicios Petroleros 5
3.1. SHELL Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia 6
3.4. Pluspetrol Bolivia Corporation 7
3.6. Vintage Petroleum Boliviana Ltda. 8
3.9. TOTAL E&P BOLIVIE, Sucursal Bolivia 9
4.1. Proceso de Aprobación de Costos Recuperables 11
4.2. Composición de los Costos Recuperables 12
4.2.1. Costos de Operación (OPEX) 13
4.2.2. Inversiones Capitalizadas y Amortización 14
6. Regalías, Participación al TGN e Impuesto Directo a los Hidrocarburos 18
7. Participación del Estado en el Negocio Petrolero 19
1. Introducción
De acuerdo con la normativa vigente, es facultad de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) la administración, ejecución y control de los Contratos de Servicios Petroleros (CSP). En particular, la Constitución Política de Estado (CPE) establece que YPFB es la única autorizada para la realización de actividades de la cadena productiva de hidrocarburos. Por su parte, la Ley de Hidrocarburos N° 3058 faculta a YPFB para la administración de los CSP, así como la fiscalización de actividades de exploración y explotación. En este marco, a partir del 2 xx xxxx de 2007 las empresas petroleras cuentan con CSP, mismos que son gestionados por YPFB a través de la Gerencia de Administración Económica y Financiera de Contratos.
Por su parte, la Ley de Desarrollo Sostenible del Sector de Hidrocarburos (Ley 3740 de 31 xx xxxxxx de 2007) establece en su artículo 6 que “Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos publicará semestralmente y con carácter oficial … toda la información referida a los Costos Recuperables y al cálculo realizado para la determinación de la Participación de YPFB y de las empresas petroleras en los beneficios de la actividad de hidrocarburos…”. Es en este marco que YPFB, en cumplimiento de la normativa vigente habilita para conocimiento público este documento informativo con la descripción general y explicación de las características del sector de hidrocarburos, remitiendo además información numérica de las principales variables económico-financieras de los CSP. Primero se describirá el marco normativo que rige los CSP en Bolivia, desde la CPE hasta los reglamentos específicos. En segundo lugar, se presenta un resumen de los Contratos de Operación que actualmente se encuentran en la etapa de producción comercial1; la información relacionada con los Contratos de Operación se presenta por Titular/Operador (designado por los Titulares de cada Contrato de Operación). Como tercera parte, se presenta un resumen descriptivo de la distribución de los beneficios de la actividad hidrocarburífera. Como cuarta parte, se presenta la descripción de los métodos utilizados para el cálculo de la Participación y Retribución del Prestador del Servicio, Participación de YPFB, Regalías, Participación al Tesoro General de la Nación (TGN) e IDH. Seguidamente, se presenta el detalle del proceso de revisión de Costos Recuperables que es necesario para la aprobación de los mismos. Posteriormente, se presenta el detalle descriptivo de la Renta Petrolera y la Participación del Estado Boliviano en el negocio petrolero que resulta de los datos auditados y reportados.
Finalmente, se anexa la información numérica correspondiente a la actividad hidrocarburífera de acuerdo al desglose del detalle establecido en la Ley de Desarrollo Sostenible del Sector Hidrocarburos (Ley N° 3740).
2. Descripción del Marco Normativo
El marco normativo que rige a los Contratos de Operación es el siguiente:
CONSTITUCIÓN POLÍTICA DEL ESTADO
El artículo 362 de este cuerpo normativo autoriza a YPFB a suscribir contratos, bajo el régimen de prestación de servicios, con empresas públicas, mixtas o privadas, bolivianas o extranjeras, para que dichas empresas, a su nombre y en su representación, realicen actividades de la cadena productiva a cambio de recibir una Retribución o pago por sus servicios.
1 Datos actualizados a diciembre 2017
LEY DE HIDROCARBUROS N° 3058
El artículo 22 de esta Ley establece la estructura y atribuciones de YPFB en el sector. En particular, el numeral I dispone que “YPFB ejercerá el derecho propietario sobre la totalidad de los hidrocarburos y representará al Estado en la suscripción de Contratos Petroleros y en la ejecución de las actividades de toda la cadena productiva”. Por su parte, el numeral III establece que “La Vicepresidencia de Administración de Contratos y Fiscalización tiene las siguientes competencias:
a) Negociar la suscripción de contratos, b) Administrar los Contratos Petroleros”.
DECRETO SUPREMO N° 28701 “HÉROES DEL CHACO”
De acuerdo con el Decreto Supremo de Nacionalización, el Estado toma el control y la dirección de la producción, transporte, refinación, almacenaje, distribución, comercialización e industrialización de los hidrocarburos en el país. Desde la fecha de promulgación de esta normativa, las empresas Prestadoras de Servicio/Operadoras debían regularizar en un plazo de 180 días la migración a los nuevos Contratos de Operación.
CONTRATOS DE OPERACIÓN
El Decreto Supremo N° 28701 establece que los Contratos de Operación deben ser aprobados por Leyes del Estado Plurinacional de Bolivia, y se convierten en el documento contractual que permite la ejecución de todas las Operaciones Petroleras dentro del Área del Contrato. YPFB no asume ningún riesgo ni responsabilidad sobre las operaciones petroleras: las inversiones se realizan a exclusiva cuenta y riesgo del Titular.
CONTRATOS DE SERVICIO PETROLERO
Ley N° 767 – Ley de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburifera define los CSP como “los contratos suscritos o a suscribirse por YPFB con Empresas Publicas, Mixtas o Privadas, Bolivianas o Extranjeras, cuyo objeto principal es la exploración y explotación de hidrocarburos a cambio de recibir una retribución o pago por sus servicios”.
LEY DE DESARROLLO SOSTENIBLE DEL SECTOR HIDROCARBUROS
La Ley N° 3740 establece criterios generales para el reconocimiento de los Costos Recuperables. Asimismo, esta Ley dispone como Costos No Recuperables “al Impuesto sobre las Utilidades de las Empresas y al Impuesto sobre las Remesas a Beneficiarios del Exterior”
REGLAMENTO DE COSTOS RECUPERABLES
El Reglamento de Costos Recuperables aprobado mediante Decreto Supremo N° 29504 y modificado en agosto del 2016 con el Decreto Supremo N° 3278, establece las condiciones y parámetros para el reconocimiento y aprobación de los Costos Recuperables en el marco de los Contratos de Operación vigentes. Estos Costos Recuperables deben estar contemplados en un Programa de Trabajo y Presupuesto, previamente aprobado por YPFB. Asimismo, los Costos Recuperables Reportados por el Prestador del Servicio/Operador deben cumplir una serie de requisitos definidos en la normativa. Para ser considerado como un Costo Recuperable el Reglamento establece, de manera enunciativa y no limitativa, que un costo en particular debe necesariamente ser:
“Útil. Que es necesario, incurrido en un momento óptimo de tiempo y contribuye a generar beneficio en las Operaciones Petroleras
Utilizable. Que es útil y optimiza las Operaciones, incurriendo en el menor costo posible asegurando a la vez calidad, precios competitivos y la asignación eficiente de recursos en las Operaciones Petroleras y
Utilizado. Que es útil y utilizable y fue incurrido, dentro del marco de las Operaciones Petroleras.”
REGLAMENTO DE LICITACIONES PARA OPERACIONES PETROLERAS
Mediante este Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo N° 3398 y entrando en vigencia a partir de noviembre 2017, se constituye el Comité de Evaluación y Aprobación de Contrataciones por parte de YPFB, que tiene por función y responsabilidad asegurar el cumplimiento de las obligaciones del Prestador del Servicio con relación a los procesos de licitación, contratación y adquisición de bienes y servicios en el marco del Contrato de Operación Anteriormente el Reglamento de Licitaciones para operaciones petroleras se enmarca en el Decreto Supremo N° 329 promulgado en octubre de 2009.
3. Contratos de Servicios Petroleros
La Nacionalización de los Hidrocarburos definió principios y objetivos sobre la propiedad y el funcionamiento de toda la cadena de los hidrocarburos; con base en este marco las empresas Prestadoras de Servicios suscribieron nuevos contratos con el Estado Plurinacional de Bolivia en octubre de 2006. Conforme lo anterior, el 02 xx xxxx de 2007 se protocolizan los Contratos de Operación en la Asamblea Legislativa Plurinacional. Una de las principales características de los Contratos de Operación es que incluyen una participación de YPFB, y por lo tanto del Estado, en los beneficios del negocio; a su vez se traspasa el riesgo a las empresas Prestadoras del Servicio.
De acuerdo con lo establecido en la CPE, se autoriza a YPFB a firmar Contratos de Prestación de Servicios con empresas, nacionales y/o extranjeras, para que realicen en su nombre determinadas actividades dentro de la cadena hidrocarburífera. Asimismo, en la CPE se autoriza a YPFB a firmar Contratos de Operación en los que los servicios petroleros se realizan a cambio de una Retribución y/o pago a las empresas Prestadoras de Servicios.
Por otro lado, una vez iniciada la etapa de producción comercial regular de Hidrocarburos, el Titular empieza a recuperar los costos incurridos siempre que estos sean útiles, utilizables y utilizados. Las empresas que suscriben Contratos de Operación designan a una de ellas para que sea el “Operador”.
El Operador es la empresa encargada de cumplir con todas las obligaciones establecidas en el contrato, en nombre y representación de cada una de las empresas participantes (y que son contraparte de YPFB). Las empresas que han sido designadas como Operador en los Contratos de Operación que cuentan con producción comercial regular son las siguientes:
1. SHELL Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia
2. Matpetrol S.A.
3. Petrobras Bolivia S.A.
4. Petrobras Argentina, Sucursal Bolivia
5. Pluspetrol Bolivia Corporation
6. Repsol E&P Bolivia S.A.
7. Vintage Petroleum Boliviana
8. YPFB Andina S.A.
9. YPFB Chaco S.A.
10. TOTAL E&P Bolivie
A continuación, se presenta una breve descripción de los Contratos de Operación vigentes organizados por la empresa designada como Operador y que cuentan actualmente con producción comercial regular.
3.1. SHELL Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia
BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia, filial de la compañía Royal Dutch Shell plc, suscribio con YPFB un Contrato de Operación por: i) Área La Vertiente, Campos: La Vertiente, Escondido y Taiguati,
ii) Área: Los Xxxxx, iii) Área: Bloque XX Tarija Este, Campos Palo Marcado e Ibibobo.
El año 2016 Royal Dutch Shell adquiere a BG Group por lo que todas las operaciones de BG Bolivia pasan a manos de Shell Bolivia Corporation.
Contrato de Operación Áreas La Vertiente / Los Xxxxx / Bloque XX Tarija Este, comprende los Campos La Vertiente, Escondido y Taiguati, con 37.500 hectáreas, el área Los Xxxxx con 5.000 hectáreas y las Campos Palo Marcado e Ibibobo con 15.100 hectáreas. Todas están ubicadas en áreas tradicionales (excepto el Campo Ibibobo ubicado entre zonas tradicional y no tradicional) del departamento de Tarija, con características principalmente gasíferas.
Para las Áreas La Vertiente y Los Xxxxx el contrato concluye el año 2019, mientras que para el Área Bloque XX Tarija Este el contrato concluye el año 2029.
La empresa Matpetrol S.A., una empresa boliviana que empezó sus operaciones en 1958, actualmente filial del Grupo Equipetrol, ha suscrito un Contrato de Operación con YPFB que actualmente tiene producción comercial regular, y en el que es el Operador:
Contrato de Operación Tatarenda, comprende el área denominada con el mismo nombre, ubicada en el departamento de Santa Xxxx con una superficie de 5.000 hectáreas en una zona tradicional con características petrolíferas. El contrato cuenta con dos Titulares: Matpetrol como Operador con participación del 50% y la Compañía Petrolera Orca S.A., con una participación del 50%) como Titular hasta el mes xx Xxxxx del 2017.
A partir del 10 xx xxxx del 2017 se modifica el CSP, asignando el 100% de Participación a Matpetrol S.A. El contrato concluye en el año 2039.
La empresa Petrobras Bolivia S.A., una empresa subsidiaria de Petróleo Brasileiro S.A., ha firmado con YPFB tres Contratos de Operación que actualmente tienen producción comercial, y en los que es el Operador:
Contrato de Operación para el Área San Xxxxxxx, comprende el Campo San Xxxxxxx ubicado en el departamento de Tarija con una superficie de 31.521 hectáreas, ubicado en una zona tradicional con características gasíferas. El contrato tiene tres Titulares, el Operador del Contrato es Petrobras Bolivia S.A. con una participación del 35%, YPFB Andina S.A. titular con una participación del 50% y Total E&P Bolivie titular con una participación del 15%. El contrato concluye el año 2037.
Contrato de Operación para el Área San Xxxxxxx, comprende el Campo Sábalo ubicado en una zona tradicional con características gasíferas en el departamento de Tarija con una superficie de
34.450 hectáreas. El contrato tiene tres Titulares, el Operador es Petrobras Bolivia S.A. con una
participación del 35%, YPFB Andina S.A. como titular con una participación del 50% y Total E&P Bolivie como titular con una participación del 15%. El contrato concluye el año 2037.
Contrato de Operación Bloque XX Tarija Oeste, comprende el Campo Itaú ubicado en una zona tradicional con características gasíferas en el departamento de Tarija con una superficie de 24.900 hectáreas. El contrato tiene cuatro Titulares, el Operador del Contrato de Operación es Petrobras Bolivia S.A. con una participación del 30%, Total E&P Bolivie, como titular con una participación del 41%, YPFB Chaco S.A., titular con una participación del 4% y Shell Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia, titular con una participación del 25%. El contrato concluye el año 2030.
Contrato de Operación Colpa y Caranda, comprende el área denominada con el mismo nombre ubicada en una zona tradicional con características gasíferas en el departamento de Santa Xxxx con una superficie de 22.800 hectáreas. El contrato concluye el año 2029.
Xx xxxx 2007 a Septiembre 2017, el contrato de operación Colpa y Caranda tenía como operador a Petrobras Argentina, Sucursal Bolivia (100%), a partir de octubre de 2017 Petrobras Bolivia S.A. asume como operador del Contrato de Operación.
3.4. Pluspetrol Bolivia Corporation
La empresa Pluspetrol Bolivia Corporation, ha suscrito dos Contratos de Operación con YPFB, que actualmente tienen producción comercial regular y en los que es el Operador:
Contrato de Operación Xxxxxxx y otros Campos, comprende los Campos Barredero-Tigre, Bermejo-Toro y San Xxxxx ubicados en una zona tradicional con características petrolíferas en el departamento de Tarija con una superficie de 10.087,50 hectáreas. El contrato concluye el año 2031.
Contrato de Operación Tacobo y otros Campos, comprende los Campos Tacobo, Tajibo, Huayco, Río Seco, Madrejones Boliviano y San Xxxxxx ubicados en una zona tradicional con características gasíferas en los departamentos de Tarija y Santa Xxxx con una superficie de 89.250 hectáreas. El contrato concluye el año 2038.
Ambos contratos cuentan como Operador a: Pluspetrol Bolivia Corporation con un 100% de participación.
La empresa Repsol E&P Bolivia S.A., una empresa subsidiaria de Repsol S.A (España), ha suscrito cinco Contratos de Operación con YPFB, actualmente tienen producción comercial regular y fue designado como Operador:
Contrato de Operación para el Área Cambeiti, comprende el Campo Cambeiti ubicado en zona tradicional con características petrolíferas. Dicho Campo se encuentra en el departamento de Santa Xxxx con una superficie de 2.000 hectáreas. El contrato tiene un solo Titular Repsol E&P Bolivia S.A. El contrato concluye el año 2039.
Contrato de Operación para el Área Surubí, comprende los Xxxxxx Xxxxxx, Surubí y Surubí Bloque Bajo ubicados en zona tradicional con características petrolíferas en los departamentos de Santa Xxxx y Cochabamba con una superficie de 15.000 hectáreas. El contrato tiene un solo Titular Repsol E&P Bolivia S.A. El contrato concluye el año 2029.
Contrato de Operación para el Área Mamoré I, comprende el Campo Surubí Noroeste ubicado en zona tradicional con características petrolíferas en el departamento de Cochabamba con una superficie de 25.000 hectáreas. El contrato tiene un solo Titular, Repsol E&P Bolivia S.A. El contrato concluye el año 2029.
Contrato de Operación para el Área Monteagudo, comprende el Campo Monteagudo ubicado en una zona tradicional con características petrolíferas en el departamento de Chuquisaca con una superficie de 3.000 hectáreas. El contrato tiene cuatro Titulares, el Operador es Repsol E&P Bolivia con una participación del 30%, Petrolex S.A., como titular con una participación del 30%, YPFB Andina S.A., titular con una participación del 20% y Petrobras Bolivia S.A., titular con una participación del 20%. El contrato concluye el año 2038.
Contrato de Operación para el Área Caipipendi, comprende el Xxxxx Xxxxxxxxx-Huacaya ubicados en una zona no tradicional con características gasíferas en los departamentos de Chuquisaca, Tarija y Santa Xxxx con una superficie de 194.900 hectáreas. El contrato tiene tres Titulares, el Operador es Repsol E&P Bolivia S.A., con una participación del 37,5%, Shell Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia con una participación del 37,5% y Panamerican Energy E&P Bolivia S.A., con una participación del 25%. El contrato concluye el año 2031.
3.6. Vintage Petroleum Boliviana Ltda.
La empresa Vintage Petroleum Boliviana Ltda, subsidiaria de Occidental Petroleum Corporation (OXY), ha suscrito dos Contratos de Operación con YPFB, que actualmente tienen producción comercial y en los que fue designado el Prestador del Servicio/Operador:
Contrato de Operación para el Área: Naranjillos, Porvenir y Chaco, comprende los Campos Naranjillos, Porvenir y Chaco Sur ubicados en una zona tradicional con características gasíferas en los departamentos de Santa Xxxx, Chuquisaca y Tarija con una superficie de 18.250 hectáreas. El contrato tiene un solo Titular, Vintage Petroleum Boliviana. El contrato concluye el año 2038 para el Campo Naranjillos, concluye el año 2017 para el Campo Porvenir y en el año 2029 para el Campo Chaco Sur.
Contrato de Operación para el Área Ñupuco, comprende el Campo con el mismo nombre, ubicada en una zona tradicional con características gasíferas en el departamento de Tarija con una superficie de 9.000 hectáreas. El contrato tiene como Operador a: Vintage Petroleum Boliviana Ltda. (participación del 50%) y YPFB Chaco S.A., titular con una participación del 50%. El contrato concluye el año 2035.
La empresa YPFB Andina, inicialmente suscribió Contratos de Operación con YPFB bajo la denominación de Empresa Petrolera Andina. En virtud del mandato del Decreto de Nacionalización de los Hidrocarburos, mediante Decreto Supremo N° 29486 de 26 xx xxxxx de 2008, se establece el 30 xx xxxxx de 2008 como fecha límite para concluir negociaciones con los accionistas de las empresas nacionalizadas y suscribir los documentos de transferencia y acuerdos necesarios. Es así que el 30 xx xxxxx de 2008 se llegó a un acuerdo con el accionista Repsol YPF Bolivia, quién vendió a YPFB las acciones que le permitieron contar con el paquete accionario necesario para tener la mayoría en la empresa. Esta empresa en la actualidad es subsidiaria de YPFB Corporación.
La sociedad suscribió 18 Contratos de Operación con YPFB que actualmente tienen producción comercial y es el Prestador del Servicio/Operador:
Los Contratos de Operación suscritos son: Xxxxxx, Víbora, Sirari, Guairuy, Rio Grande, Cobra, Yapacaní, Boquerón, Grigotá, Xxxxxxxx, Amboró Espejos, Camiri, Puerto Palos, Enconada, Xxxx Boomerang III, Cascabel, Xxxx Boomerang I, La Peña-Tundy
En los Contratos de Operación el Operador es YPFB Andina S.A. (100%).
Las áreas bajo los Contratos de Operación están ubicadas principalmente en el departamento de Santa Xxxx, pero existen áreas también en Tarija y Chuquisaca, abarcando aproximadamente 442.875 hectáreas.
La mayoría de las áreas son áreas tradicionales con excepción de Amboró Espejos Sur y Xxxx Boomerang I. Las características de los Campos son gasíferas (Patujú, Cobra, Yapacaní, Boquerón, Grigotá Los Sauces, Xxxxxxxx, Camiri, Puerto Palos, Enconada y Xxxx Boomerang III) y petrolíferas (Víbora, Sirari, Guairuy, Rio Grande, Cascabel y La Peña Tundy).
Todos los Contratos de Operación de YPFB Andina concluyen el año 2037.
La empresa YPFB Chaco, una empresa subsidiaria de YPFB Corporación, nacionalizada en enero de 2009 mediante Decreto Supremo N° 29888 (99,32% de las acciones son nacionalizadas) ha suscrito dos Contratos de Operación con YPFB, que tienen producción comercial y en los que fue designado como el Prestador del Servicio/Operador:
Contrato de Operación Chaco Varios, cuenta con diferentes Campos (Kanata, Kanata Norte, Chimore-1, Bulo Bulo, Katari, Xxxxxxxx, Xxxx Latino II , San Xxxxxxx, los Cusís, Santa Xxxx, Santa Xxxx W, Palometas NW, Patujusal, Xxxxxxxx Xxxxxx Xxxx, Junín, Montecristo, Los Monos, Churumas, San Xxxxx, Caigua, Vuelta Grande) abarcando aproximadamente 126.175 hectáreas. Los Campos están ubicados en áreas tradicionales para la actividad hidrocarburífera en los departamentos de Santa Xxxx, Cochabamba, Tarija y Chuquisaca. El contrato tiene un solo Titular, YPFB Chaco (100%). El contrato concluye el año 2037.
Contrato de Operación para el Área Dorado, comprende los Campos el Dorado y el Dorado Sur, ubicados en una zona tradicional con características gasíferas en el departamento de Santa Xxxx con una superficie de 18.250 hectáreas. El contrato fue firmado inicialmente con dos Titulares: YPFB Chaco (participación del 90%) y Petrolex (Participación del 10%), aunque ahora es YPFB Chaco el único Titular (100%)2. El contrato concluye en el año 2038.
Contrato de Operación para el Área Dorado Oeste, comprende el Campo Colorado ubicado en zona tradicional en el departamento de Santa Xxxx con una superficie de 86.250 hectáreas. El contrato tiene un solo Titular, YPFB Chaco (100%). El contrato concluye el año 2054
3.9. TOTAL E&P BOLIVIE, Sucursal Bolivia
TOTAL E&P BOLIVIE, Sucursal Bolivia es una filial directa de la compañía francesa de petróleo y gas Total Group. La firma se dedica en Bolivia a exploración, producción y distribución de gas natural, es operador de los Contratos Ipati y Aquio.
Contrato de Operación para el Área Ipati, comprende el Campo Incahuasi ubicado en zona tradicional con una superficie de 61.375 hectáreas. El contrato tiene como operador a Total E&P
2 En fecha 30 de enero de 2015 se realizó la Protocolización del Contrato de Adenda al Contrato de Operación para el Área el Dorado, que indica que YPFB Chaco S.A. se constituye en la única empresa participante con el 100% de participación total en los derechos y obligaciones derivadas del Contrato de Operación.
Bolivie, sucursal Bolivia con 80% y a Tecpetrol de Bolivia S.A. como empresa participante con el 20% restante. El contrato concluye el año 2038.
Contrato de Operación para el Área Aquio, comprende el Campo Aquio ubicado en zona tradicional con una superficie de 25.400 hectáreas. El contrato tiene como operador a Total E&P Bolivie, sucursal Bolivia con 80% y a Tecpetrol de Bolivia S.A. como empresa participante con el 20% restante. El contrato concluye el año 2042.
4. Costos Recuperables
En el marco de la Ley de Hidrocarburos N° 3058 y el Decreto Supremo N° 00000 XXXX y las empresas Prestadoras de Servicios firmaron nuevos Contratos en base a los cuales estas empresas acuerdan llevar a cabo operaciones de producción de gas y petróleo en las áreas otorgadas, bajo su propio riesgo. Las empresas Prestadoras de Servicios asumen los riesgos relacionados con las actividades de exploración, desarrollo y producción.
Todos los CSP establecen que las empresas entreguen toda la producción a YPFB de acuerdo a los Acuerdos de Entrega suscritos. Estos hidrocarburos son comercializados por YPFB en el Marco de los Contratos de Comercialización suscritos satisfaciendo en primer lugar el Mercado Interno y destinando el excedente al Mercado Externo. YPFB asume como costos de ventas en sus estados financieros, los importes relacionados a costos de transporte y compresión, Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), Regalías y Participación al TGN; e instruye el pago directo al comprador de hidrocarburos del saldo remanente al Prestador del Servicio. El ingreso por la comercialización de Hidrocarburos neto de dichas cargas fiscales recibido por los Titulares para cubrir los Costos Operativos y la utilidad. YPFB participa de la utilidad en un porcentaje establecido en una tabla de participación que forma parte del anexo F de cada Contrato de Operación. El Titular obtiene una utilidad cuando el ingreso neto de Xxxxxxxx, Participación e IDH es superior a los costos operativos y la amortización de las inversiones realizadas.
Ganancia a
distribuir
Costos
Recuperables
50%
Regalías
+
Participación al
TGN
+
IDH
100%
Valor Comercializado Neto
Regalías Compensatoria y Departamental 12%
Participación al TGN 6%
Impuesto Directo a los Hidrocarburos 32%
Costos de Operación
Amortización de inversiones
Participación de YPFB
Participación del Titular
Conforme lo anterior, los Costos Recuperables se componen de Costos de Operación y Amortización de Inversiones Capitalizadas. Las empresas incurren en costos directamente relacionados con las operaciones petroleras cuya finalidad es garantizar la continuidad de la producción de hidrocarburos, dichos costos son conocidos como Costos de Operación. Por otra parte, la Amortización de Inversiones consiste en la devolución de las inversiones que generaron el inicio de la producción, el mantenimiento e incremento de la producción.
En el marco de los CSP se establecen condiciones y parámetros para la aprobación de los Costos Recuperables los mismos que siguen un proceso detallado de revisión y aprobación que se inicia en la formulación de los Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP) y culmina en la auditoría de Costos Recuperables. A continuación, se describe el proceso de aprobación de Costos Recuperables, así como los principales componentes de los mismos:
4.1. Proceso de Aprobación de Costos Recuperables
YPFB participa activamente en cada eslabón del proceso de aprobación, para lo cual ha establecido una estructura organizacional específica que responde a las necesidades de gestión de los Contratos de Operación, y que se describe a continuación:
Gerencia de Administración
Económica y Financiera de Contratos
Revisar y validar los costos de operación y de capital, determinar regalías, participación al TGN, IDH, la Retribución del Titular y Patentes Hidrocarburiferas
Gerencia de Administración Técnica de Contratos y Evaluación E&E
Evaluar y aprobar los Planes de Trabajo y Presupuesto, Planes Quinquenales de Inversión y Planes de Desarrollo
Gerencia Nacional de Fiscalización
Fiscalizar actividades técnicas en Campo
VICEPRESIDENCIA DE ADMINISTRACIÓN DE CONTRATOS Y FISCALIZACIÓN
Administrar y fiscalizar los Contratos de Servicios Petroleros
El proceso de aprobación de Costos Recuperables, sigue una secuencia de pasos sistemáticos establecidos en los Contratos de Operación y normativa aplicable; estos pasos evalúan, revisan, analizan y aprueban los Costos Recuperables. A efectos de un mejor entendimiento, el proceso de aprobación de Costos Recuperables comprende cuatro etapas: i) formulación y aprobación del presupuesto, ii) ejecución técnico-financiera, iii) revisión y/o aprobación preliminar por parte de YPFB y iv) auditoría externa de los Costos Recuperables:
Presupuesto
YPFB aprueba el Programa de Trabajo y Presupuesto anual que se compone de Inversiones
de Capital y Costos de Operación, destinados al incremento de Reservas y producción; y que permitan asignar recursos que aseguren llevar a cabo una eficiente explotación de los Hidrocarburos.
Ejecución
Revisión por
parte de YPFB
Los Costos Revisados que no hayan sido objeto de observación serán aprobados por YPFB en cada periodo; la aprobación y/o ajuste a los Costos, será informado al Titular mediante comunicación escrita.
Los Titulares están obligados a mantener registros contables (de acuerdo al procedimiento financiero y contable establecido en cada Anexo D de cada Contrato de Operación), soportes y evidencias suficientes para el reporte periódico de las operaciones petroleras a YPFB, quien evalúa el cumplimiento de los objetivos tanto técnicos como económicos.
Auditoría de Costos Recuperables
Todos los costos reportados por el Prestador del Servicio deben ser auditados por una firma de primer nivel, para ser reconocidos en definitiva como Costos Recuperables.
Los Costos Recuperables han sido aprobados por las Auditorías Externas correspondientes a las gestiones 2007 (mayo a diciembre), 2008, 2009, 2010, 2011 y 2012; asimismo, a la fecha se están culminando las auditorías externas correspondientes al periodo 2013-2015.
De acuerdo al proceso establecido, la responsabilidad del Auditor Externo es expresar una opinión sobre la información financiera y técnica de Costos Recuperables de acuerdo con Normas de Auditoría generalmente aceptadas en Bolivia.
En particular, las empresas que se adjudicaron las Auditorías Externas a los Costos Recuperables, para las gestiones 2007 (mayo - diciembre), 2008, 2009, 2010, 2011, 2012, 2013, 2014 y 2015 son las siguientes:
OPERADOR
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Xxxxx Xxxxxxxx
Shell Bolivia Corporation,
Sucursal Bolivia
Xxxxx Xxxxxxxx (Xxxxxxx y Asociados
Consultores de Empresas SRL)
Deloitte SRL
(Xxxxxxx y
Asociados Consultores de Empresas SRL)
PriceWaterHouseCoopers SRL
Matpetrol S.A.
PriceWaterHou
seCoopers SRL
Xxxxx Xxxxxxxx (Xxxxxxx y
Asociados Consultores de Empresas SRL)
PriceWaterHouseCoopers SRL
Xxxxx &Young Málaga y
Ltda Asociados
Xxxxx Xxxxxxxx
Petrobras Argentina, Sucursal
Bolivia
PriceWaterHouseCoopers SRL
Deloitte SRL
(Xxxxxxx y
Asociados Xxxxx &Young Ltda Consultores de
Empresas SRL)
Delta Consult
Ltda.
Petrobras Bolivia S.A.
PriceWaterHouseCoopers SRL
Deloitte SRL
Xxxxx Xxxxxxxx
(Xxxxxxx y Asociados Consultores de Empresas SRL)
Deloitte S.R.L.
Pluspetrol Bolivia Corporation
S.A.
Deloitte
(Xxxxxxx Auditores SRL)
Xxxxxxxx (Xxxxxxxx, Xxxxxx,
Xxxxxx, Xxxx SRL)
Xxxxxxx y Asociados (Gran
Xxxxxxx)
Xxxxx &Young Ltda
PriceWaterHou
Repsol E&P Bolivia S.A. seCoopers SRL
Xxxxxxxx (Xxxxxxxx, Xxxxxx,
Xxxxxx, Xxxx SRL)
PriceWaterHouseCoopers SRL
Xxxxx Xxxxxxxx
Vintage Petroleum Boliviana
Ltd. Contec Ltda.
Xxxxx Xxxxxxxx (Xxxxxxx y
asociados)
PriceWaterHouseCoopers SRL
(Xxxxxxx y
Asociados Consultores de Empresas SRL)
PriceWaterHou Xxxxx &Young Ltda seCoopers SRL
YPFB Andina S.A.
Deloitte
(Xxxxxxx Auditores SRL)
Xxxxxxxx (Xxxxxxxx, Xxxxxx,
Xxxxxx, Xxxx SRL)
PriceWaterHouseCoopers SRL
En proceso de
contratación
YPFB Chaco S.A.
Xxxxx Xxxxxxxx (Xxxxxxx y asociados)
Deloitte SRL
PriceWaterHouseCoopers SRL
4.2. Composición de los Costos Recuperables
Los Costos Recuperables están compuestos por los Costos de Operación y la Amortización de Inversiones Capitalizadas. Las empresas incurren en gastos directamente relacionados con las operaciones petroleras, y cuya finalidad es garantizar la continuidad de la producción de hidrocarburos; a estos gastos se los conoce como Costos de Operación. Por otra parte, las empresas realizan inversiones de capital cuya finalidad es descubrir nuevos reservorios, mantener y/o incrementar la producción de un Campo, etc., estos costos de capital se los conoce como CAPEX.
El detalle de los Costos Recuperables para el periodo comprendido entre el 02 xx xxxx de 2007 y el 31 de diciembre de 2017 se presentan a continuación.
Es importante notar que los costos presentados a continuación son los aprobados para el xxxxxxx xxxx 0000 a diciembre 2012, y para las gestiones 2013 al 2017 son costos reportados3 en el marco del Contrato de Operación.
3 Costo Reportado es aquél costo incurrido que el Titular ha declarado dentro del informe de Costos Recuperables que se remite mensualmente mediante Declaración Jurada y conforme a los procedimientos y formularios establecidos por YPFB.
Composición de los Costos Recuperables Periodo: Mayo 2007 a Diciembre 2017 (Expresado en millones de dólares americanos)
Costos Auditados | Costos Reportados | ||||||||||||
Concepto | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | Total % | |
Costos de Operación | 105,3 | 207,2 | 198,4 | 205,5 | 230,1 | 338,8 | 334,9 | 433,2 | 403,3 | 389,6 | 468,0 | 3.314,3 | 38,02% |
Amortización de Inversiones Capitalizadas | 196,9 | 326,1 | 371,5 | 421,3 | 505,7 | 426,7 | 444,3 | 573,1 | 594,3 | 703,9 | 840,1 | 5.403,9 | 61,98% |
Total
302,2 533,3 569,9 626,8 735,8 765,5 779,2 1.006,3 997,6 1.093,5 1.308,1 8.718,2 100,0%
* Los Costos Auditados expuestos para el xxxxxxx xxxx 0000 a 2012, son importes que resultan de la Auditoria Externa de Costos, los cuales estarán sujetos a modificaciones por la resolución de controversias identificadas en estos documentos y su correspondiente reclasificación y exposición.
** Los Costos reportados para el periodo 2013 a 2017, están sujetos a una revisión por parte de YPFB y a una Auditoria Externa.
Fuente: Elaboración propia en base a información reportada por el Operador y las Auditorías Externas a los Costos Recuperables
Para conocer con mayor detalle cada uno de estos componentes, a continuación, se presenta un breve resumen de los elementos que los componen.
4.2.1. Costos de Operación (OPEX)
Los Costos de Operación – OPEX son gastos, desembolsos y/o erogaciones apropiadas y efectuadas con motivo de las operaciones petroleras. En otras palabras, son los costos que resultan de la operación diaria de los Campos con motivo de la extracción de hidrocarburos; por lo tanto, resulta importante que el mecanismo de devolución de Costos Recuperables garantice la continuidad de las operaciones, que podrían paralizarse en caso de falta de liquidez de las empresas Prestadoras de Servicios. La composición de los Costos de Operación (OPEX) se presenta en el siguiente cuadro:
Composición de los Costos de Operación Periodo: Mayo 2007 a Diciembre 2017 (Expresado en dólares americanos)
Gestión
Servicios de Explotación
Costos de Personal
Costos de Administración
Seguros y Materiales
Otros Créditos al Contrato*
Total
2007 | 52.517.232 | 27.783.459 | 16.888.299 | 7.814.807 | 2.183.065 | (1.915.839) | 105.271.023 | |
ados | 2008 | 90.538.653 | 55.273.007 | 39.530.487 | 19.941.934 | 4.708.386 | (2.839.967) | 207.152.499 |
xxxx | 2009 | 64.328.900 | 70.098.334 | 38.093.336 | 22.638.759 | 5.472.950 | (2.191.806) | 198.440.473 |
os A | 2010 | 72.910.521 | 69.722.476 | 39.815.171 | 20.407.678 | 6.934.861 | (4.291.413) | 205.499.293 |
Cost | 2011 | 76.273.957 | 80.033.141 | 53.291.678 | 23.506.823 | 7.968.818 | (10.949.417) | 230.125.000 |
2012 | 204.382.407 | 55.354.499 | 66.460.483 | 22.420.037 | 8.564.375 | (18.423.122) | 338.758.679 | |
os | 2013 | 122.614.170 | 104.932.853 | 84.666.216 | 34.468.726 | 9.689.160 | (21.481.392) | 334.889.732 |
ortad | 2014 | 184.385.366 | 121.971.790 | 77.832.171 | 45.576.532 | 25.186.615 | (21.791.173) | 433.161.300 |
Rep | 2015 | 144.177.515 | 133.695.639 | 75.228.767 | 44.985.876 | 29.229.332 | (24.046.488) | 403.270.642 |
stos | 2016 | 137.236.636 | 131.963.561 | 77.812.247 | 37.593.876 | 43.909.926 | (38.887.266) | 389.628.980 |
Co | 2017 | 206.162.051 | 130.300.584 | 86.172.375 | 36.934.542 | 50.840.382 | (42.371.628) | 468.038.306 |
Total | 1.355.527.408 | 981.129.343 | 655.791.230 | 316.289.590 | 194.687.870 | (189.189.511) | 3.314.235.927 |
* Corresponde a ingresos netos de transacciones que tienen origen en ingresos recibidos de terceros por servicios prestados, indemnizaciones de los suministradores o fabricantes, arrendamientos, reembolsos por seguros o reclamaciones relacionados con los Contratos Petroleros.
** Los Costos Auditados expuestos para el xxxxxxx xxxx 0000 a 2012, son importes que resultan de la Auditoria Externa de Costos, los cuales estarán sujetos a modificaciones por la resolución de controversias identificadas en estos documentos y su correspondiente reclasificación y exposición.
*** Los Costos reportados para el periodo 2013 a 2017, están sujetos a una revisión por parte de YPFB y a una Auditoria Externa. Fuente: Elaboración propia en base a información reportada por el Operador y las Auditorías Externas a los Costos Recuperables
Conforme lo anterior, el principal componente del Costo de Operación – OPEX son los Servicios de Explotación, que representan el 40,9% del costo de operación del periodo comprendido xxxxx xxxx 0000 a diciembre 2017.
Estos costos son aquellos derivados de la actividad directa que se realiza en Campo, y se componen de: servicios en pozos, baterías, líneas de recolección, plantas de procesamiento, compresores, generadores eléctricos, mantenimientos, etc. Es decir, los servicios de explotación expresan el costo operativo de las actividades realizadas día a día por el operador y que están directamente relacionadas con las operaciones del Campo.
Este comportamiento es el mismo si consideramos la información por Operador.
Composición de los Costos de Operación por Operador
Periodo: Mayo 2007 a Diciembre 2017
(Expresado en dólares americanos)
Operador Servicios de Explotación
Costos de Personal
Costos de Administración
Seguros y Materiales
Otros Créditos al Contrato
Total
Shell Bolivia | 41.796.836,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,00 | 0.000.000,86 | - | 000.000.000,55 |
Matpetrol | 1.943.882,18 | 4.298.445,17 | 814.179,77 | 313.445,72 | 210.946,10 | - | 7.580.898,94 |
Petrobras Argentina | 41.275.719,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,00 | 0.000.000,00 | 0.000.000,87 | (476.347,69) | 110.505.997,71 |
Petrobras Bolivia | 342.115.859,00 | 000.000.000,00 | 000.000.000,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,99 | (000.000.000,13) | 000.000.000,45 |
Pluspetrol Bolivia | 119.175.415,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,99 | (0.000.000,86) | 000.000.000,57 |
Repsol E&P Bolivia | 300.643.366,00 | 000.000.000,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,02 | (53.277,07) | 693.415.873,91 |
Total E&P | 44.284.685,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,00 | 0.000.000,00 | 0.000.000,90 | (00.000.000,56) | 00.000.000,46 |
Vintage Petroleum Boliviana | 37.388.161,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,00 | 0.000.000,00 | 0.000.000,56 | (0.000.000,80) | 000.000.000,35 |
YPFB Andina | 251.633.424,00 | 000.000.000,00 | 000.000.000,07 | 68.187.921,00 | 00.000.000,34 | (0.000.000,86) | 000.000.000,54 |
YPFB Chaco | 175.270.056,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,00 | 00.000.000,63 | (00.000.000,15) | 000.000.000,49 |
Total | 1.355.527.407,00 | 000.000.000,00 | 000.000.000,00 | 000.000.000,00 | 000.000.000,27 | (000.000.000,12) | 0.000.000.000,96 |
* Los Costos Auditados expuestos para el xxxxxxx xxxx 0000 a 2012, son importes que resultan de la Auditoria Externa de Costos, los cuales estarán sujetos a modificaciones por la resolución de controversias identificadas en estos documentos y su correspondiente reclasificación y exposición.
** Los Costos reportados para el periodo 2013 a 2017, están sujetos a una revisión por parte de YPFB y a una Auditoria Externa. Fuente: Elaboración propia en base a información reportada por el Operador y las Auditorías Externas a los Costos Recuperables.
4.2.2. Inversiones Capitalizadas y Amortización
Antes de reportar la Amortización de Inversiones, es necesario observar el comportamiento de las inversiones capitalizadas, que en definitiva son la base para el cálculo de la amortización. El detalle de Inversiones Capitalizadas en el Periodo comprendido xxxxx xxxx 0000 y diciembre 2017 es el siguiente:
Inversiones Capitalizadas por Operador Periodo: Mayo 2007 a Diciembre 2017 (Expresado en millones de dólares americanos)
Operador | ANEXO G | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | Total |
Shell Bolivia | 38,5 | 0,6 | 28,6 | 29,2 | 58,3 | 8,3 | 16,0 | 20,0 | 3,3 | - | 23,1 | - | 225,9 |
Matpetrol | 1,5 | 0,2 | - | - | - | - | 0,6 | 0,6 | - | 3,6 | 2,0 | 1,3 | 9,8 |
Petrobras Argentina | 31,3 | 2,9 | 14,4 | 8,5 | 1,5 | 1,7 | 8,6 | 2,7 | 1,2 | 2,2 | - | 0,1 | 75,1 |
Petrobras Bolivia | 470,8 | 17,8 | 68,3 | 1,0 | 116,3 | 361,3 | 104,9 | 118,3 | 394,5 | 76,0 | 249,3 | 90,8 | 2.069,3 |
Pluspetrol Bolivia | 170,6 | - | 42,7 | 35,8 | 33,9 | 12,7 | 25,9 | 162,5 | 99,3 | 14,4 | 26,6 | - | 624,4 |
Repsol E&P Bolivia | 307,8 | 3,5 | 62,4 | 10,5 | 25,8 | 8,6 | 40,5 | 360,1 | 387,8 | 125,9 | 206,3 | 26,8 | 1.566,0 |
Total E&P | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | 1.373,8 | - | 1.373,8 |
Vintage Petroleum Boliviana | 20,8 | - | 1,4 | 4,3 | - | 2,9 | 0,6 | 5,7 | 0,9 | 1,6 | 40,9 | 1,9 | 81,0 |
YPFB Andina | 218,5 | 3,1 | 0,9 | 8,1 | 25,0 | 49,8 | 81,3 | 62,1 | 136,3 | 73,5 | 98,7 | 101,9 | 859,2 |
YPFB Chaco | 377,9 | 22,9 | 16,6 | 182,3 | 68,8 | 74,3 | 111,0 | 98,0 | 74,9 | 86,2 | 111,4 | 75,7 | 1.300,0 |
Total | 1.637,7 | 51,0 | 235,3 | 279,7 | 329,6 | 519,6 | 389,4 | 830,0 | 1.098,2 | 383,5 | 2.132,1 | 298,5 | 8.184,5 |
Fuente: Elaboración propia en base a información reportada por el Operador y las Auditorías Externas a los Costos Recuperables.
En el periodo comprendido entre el 0 xx xxxx 0000 y diciembre 2017 las inversiones capitalizadas alcanzaron un total de USD 6.546,9 MM, que sumadas a las inversiones realizadas por el Prestador del Servicio con anterioridad a la fecha efectiva, detalladas en el Anexo G, alcanza a USD 8.184,5 MM. Es importante destacar que las inversiones consignadas en el “Anexo G” corresponden a los activos de todos los contratos que existían de manera previa x xxxx de 2007. Ahora bien, el monto reportado xx xxxx de 2007 a diciembre de 2017 corresponde únicamente a las inversiones que tuvieron éxito en este periodo de tiempo, dado que todas las inversiones se realizan a cuenta y riesgo del Operador y únicamente se contabilizan en caso de éxito. Asimismo, no se contabilizan las inversiones que no se han concluido a diciembre de 2017 (obras en curso). Con todo ello, las inversiones exitosas, y por lo tanto capitalizadas, representan un 400% de incremento en el xxxxxxx xxxx 0000 a diciembre 2017, respecto al total de activos correspondientes al periodo anterior a la Nacionalización.
Producto del reconocimiento de las inversiones capitalizadas por los Operadores, se contabiliza como Costo Recuperable la amortización de los activos que han sido capitalizados (es decir, que han sido exitosos). Las inversiones reconocidas por YPFB se amortizan de manera lineal de acuerdo a lo establecido en los CSP4:
x. Xxxxx | 5 años | 20,0% anual |
b. Líneas de Recolección: | 5 años | 20,0% anual |
c. Plantas de Procesamiento | 8 años | 12,5% anual |
d. Ductos: | 10 años | 10,0% anual |
Una vez concluido el periodo de amortización, las inversiones (Activos Fijos) pasan automáticamente a ser de propiedad de YPFB, sin cargo ni gravamen alguno5. Es decir, con la nacionalización de 2006, todos los activos petroleros son de propiedad de YPFB. A manera de ejemplo, las inversiones amortizadas son un crédito directo de las empresas Prestadoras de Servicios a YPFB: las empresas invierten con recursos propios en Bolivia, si tienen éxito YPFB procede con la amortización de los activos y, a la finalización del periodo de amortización, los mismos son propiedad del Estado Boliviano. En otras palabras, el reconocimiento de amortización es similar al pago de una cuota de un crédito sin interés que otorga el Prestador del Servicio a YPFB.
5. Retribución del Titular
La Retribución del Titular constituye un pago único por la operación de los Campos, una vez que se inicia la producción comercial regular del o los Campos en una determinada área de contrato, y está conformado por: a) Los Costos Recuperables y b) Utilidad.
4 Cláusula 4, Anexo D de los Contratos de Operación
5 Cláusula 10 del Contrato de Operación
La descripción anterior no implica que el Titular reciba en todos los casos ingresos por concepto de Costos Recuperables y Ganancia del Titular; esto dependerá de que el Valor Remanente6 sea el suficiente para poder cubrir los costos y generar utilidad. Asimismo, debe diferenciarse el término Costos Recuperados del término Costos Recuperables. Los Costos Recuperados son la porción de los Costos Recuperables incurridos en el mes, que efectivamente son recuperados por el Titular y componen la Retribución del Titular. Estos costos resultan de la obtención de un valor mínimo entre el monto de Costos Recuperables reportados por el Titular y aprobados previamente por YPFB y un límite porcentual de recuperación de costos aplicado al valor remanente neto de Xxxxxxxx, Participaciones al TGN e IDH establecido en cada Contrato de Operación.
Una vez determinado el importe de los Costos Recuperados, el valor restante es conocido como la Ganancia a Distribuir, que es repartida entre YPFB y el Titular, según la aplicación de Tablas de Participación determinadas en cada Contrato de Operación.
TABLA DE PARTICIPACIÓN
Índice B
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Producción promedio diaria
En la tabla presentada, el Índice B es el valor de rentabilidad que obtiene cada Contrato de Operación y surge de la división de sus ingresos y costos. Aunque existen diferentes Tablas de Participación en los Contratos de Operación, la base que fundamenta su aplicación es la siguiente: a mayor producción promedio diaria y mayor Índice B obtenidos en cada Contrato de Operación, mayor será la Participación de YPFB y menor la Participación del Titular, por el contrario, una menor producción promedio diaria y un menor Índice B, implicarán una menor Participación de YPFB y una mayor Participación del Titular.
6 El Valor Remanente resulta de restar el IDH, Regalías y Participación al TGN del Ingreso Comercializado Neto
INDICE B POR OPERADOR Y CONTRATO DE OPERACION
A Diciembre 2017
Índice B | ||
OPERADOR | CONTRATO | Diciembre 2017 |
YPFB ANDINA S.A. | Camiri | 0,7054 |
YPFB ANDINA S.A. | Guairuy | 0,0045 |
YPFB ANDINA S.A. | Boquerón | 0,3377 |
YPFB ANDINA S.A. | Patuju | 1,8863 |
YPFB ANDINA S.A. | La Peña - Tundy | 0,8835 |
YPFB ANDINA S.A. | Río Grande | 1,0145 |
YPFB ANDINA S.A. | Sirari | 1,2766 |
YPFB ANDINA S.A. | Yapacani | 1,2942 |
YPFB ANDINA S.A. | Xxxx Boomerang III (A.Negro, Peñocos) | 0,4082 |
YPFB ANDINA S.A. | Grigota Los Sauces | 0,2146 |
YPFB ANDINA S.A. | Víbora | 0,9987 |
MATPETROL | Tatarenda | 0,6234 |
PETROBRAS BOLIVIA S.A. | Colpa y Caranda | 1,3014 |
PETROBRAS BOLIVIA S.A. | San Xxxxxxx | 1,4375 |
PETROBRAS BOLIVIA S.A. | San Xxxxxxx | 1,7391 |
PETROBRAS BOLIVIA S.A. | Itaú | 0,9259 |
REPSOL YPF | Caipipendi | 1,4148 |
REPSOL YPF | Mamoré | 1,0135 |
REPSOL YPF | Surubí | 0,9509 |
REPSOL YPF | Monteagudo | 0,9444 |
REPSOL YPF | Cambeiti | 0,7598 |
SHELL BOLIVIA | Contrato BG | 1,0118 |
PLUSPETROL | Xxxxxxx | 0,8385 |
PLUSPETROL | Tacobo | 0,9949 |
VINTAGE | Naranjillos, Chaco Sur y Porvenir | 1,2653 |
VINTAGE | Ñupuco | 1,8184 |
YPFB CHACO S.A. | El Dorado | 1,2888 |
YPFB CHACO S.A. | El Dorado Oeste | 0,1596 |
YPFB CHACO S.A. | Contrato Chaco | 1,1868 |
TOTAL E&P | Aquio | 0,2633 |
TOTAL E&P | Ipati | 0,1712 |
Fuente: YPFB-Elaboración en base al Cálculo a Cuenta de la Retribución mes de producción diciembre 2017.
Composición de la Retribución del Titular Periodo: Mayo 2007 – Diciembre 2017 (Expresado en millones de dólares americanos)
Concepto | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | TOTAL |
Costos Recuperados | 282,0 | 508,5 | 456,7 | 566,3 | 712,6 | 726,5 | 745,7 | 917,5 | 845,4 | 719,8 | 962,1 | 7.443,1 |
Participación del Titular | 405,4 | 743,1 | 281,4 | 378,7 | 636,4 | 1.211,0 | 1.438,8 | 1.376,2 | 623,8 | 317,6 | 225,8 | 7.638,2 |
RETRIBUCIÓN DEL TITULAR | 687,4 | 1.251,6 | 738,1 | 945,0 | 1.349,0 | 1.937,5 | 2.184,5 | 2.293,7 | 1.469,2 | 1.037,4 | 1.187,9 | 15.081,3 |
El total acumulado de la Retribución del Titular para el periodo comprendido entre el año 2007 (02 xx xxxx) a diciembre 2017 asciende a USD 15.081,3 MM. Este monto no incluye el Impuesto al Valor Agregado. La Retribución del Titular se compone de Costos Recuperados USD 7.443,1 MM y Participación del Titular USD 7.638,2 MM. Estos montos no incluyen Impuesto al Valor Agregado.
Participación de YPFB y Participación del Titular Periodo: Mayo 2007 – Diciembre 2017 (Expresado en millones de dólares americanos)
Concepto | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | TOTAL |
Participación de YPFB | 61,6 | 382,4 | 268,0 | 443,5 | 582,1 | 904,8 | 1.130,7 | 993,1 | 589,9 | 104,2 | 212,5 | 5.672,8 |
Participación del Titular | 405,4 | 743,1 | 281,4 | 378,7 | 636,4 | 1.211,0 | 1.438,8 | 1.376,2 | 623,8 | 317,6 | 225,8 | 7.638,2 |
Ganancia a Distribuir | 467,0 | 1.125,5 | 549,4 | 822,2 | 1.218,5 | 2.115,8 | 2.569,5 | 2.369,3 | 1.213,7 | 421,8 | 438,3 | 13.311,0 |
Para el año 2017 la Participación de YPFB de la Tabla no considera los ingresos por Participación Directa en los CSP y EPNR.
La Participación de YPFB, para el mismo periodo, asciende a USD 5.671,5 MM, es bueno mencionar que la aplicación de las Tablas de Participación en los Contratos de Operación, para la mayoría de los Contratos de Operación, se inicia en el último día xx xxxxxx de 2007, a partir de la eliminación del impuesto adicional a las utilidades extraordinarias por la explotación hidrocarburífera (SURTAX).
6. Regalías, Participación al TGN e Impuesto Directo a los Hidrocarburos
Pago por concepto de Regalías, Participación TGN e IDH
Periodo: Mayo 2007 – Diciembre 2017
(Expresado en millones de dólares americanos)
CONCEPTO | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | TOTAL |
Regalía Departamental del 11% (**) | 175 | 303 | 319 | 336 | 419 | 638 | 770 | 793 | 557 | 298 | 311 | 4.919 |
Cochabamba | 23 | 37 | 34 | 30 | 32 | 39 | 39 | 32 | 20 | 13 | 12 | 311 |
Chuquisaca | 8 | 19 | 20 | 17 | 20 | 35 | 79 | 90 | 66 | 38 | 38 | 430 |
Santa Xxxx | 27 | 47 | 51 | 58 | 84 | 134 | 146 | 142 | 103 | 52 | 89 | 933 |
Tarija | 118 | 200 | 194 | 127 | 156 | 237 | 278 | 291 | 202 | 108 | 95 | 0.000 |
Xxxxxxxxx Xxxx Xxxxx | 20 | 104 | 127 | 194 | 227 | 238 | 166 | 87 | 77 | 1.240 | ||
- Carapari (*) | 7 | 35 | 42 | 65 | 76 | 79 | 55 | 29 | 17 | 405 | ||
- Yacuiba (*) | 7 | 35 | 42 | 65 | 76 | 79 | 55 | 29 | 17 | 405 | ||
- Villamontes (*) | 7 | 35 | 42 | 65 | 76 | 79 | 55 | 29 | 17 | 405 | ||
Regalia Nacional Compensatoria del 1% (**) | 16 | 28 | 29 | 31 | 38 | 58 | 70 | 72 | 51 | 27 | 29 | 449 |
Beni | 11 | 18 | 19 | 20 | 26 | 39 | 47 | 48 | 34 | 18 | 19 | 299 |
Pando | 5 | 9 | 10 | 10 | 13 | 19 | 23 | 24 | 17 | 9 | 10 | 149 |
Participación 6% (**) | 96 | 165 | 174 | 183 | 229 | 348 | 420 | 432 | 304 | 163 | 173 | 2.687 |
IDH 32% (**) | 474 | 926 | 928 | 968 | 1.307 | 1.766 | 2.266 | 2.274 | 1.618 | 898 | 920 | 14.345 |
TOTAL REGALIAS PARTICIPACIONES E IDH | 760 | 1.421 | 1.451 | 1.518 | 1.994 | 2.810 | 3.526 | 3.572 | 2.529 | 1.386 | 1.433 | 22.400 |
(*) De acuerdo a D.S. 0331 de 15 de octubre de 2009
(**) El pago por concepto de Regalías y Participación al TGN se realizó en base a lo establecido en el D.S. 29528 (***) El pago por concepto del IDH se realiza de acuerdo con lo establecido en el D.S. 29528
(****) A partir de Septiembre 2017 y por el redireccionamiento de transferencias de regalías hidrocarburiferas efectuado por el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, se efectuó el pago único a la cuenta corriente fiscal de Gobierno Autónomo Regional de Gran Chaco, los recursos correspondientes de Gran Chaco, Carapari, Yacuiba y Villamontes
Una vez que los hidrocarburos producidos son vendidos, los ingresos percibidos (netos de costos de transporte y compresión) deben cumplir en primera instancia con las obligaciones establecidas por concepto de Regalías y Participación al TGN. El Artículo 52° de la Ley de Hidrocarburos (Regalías, Participaciones e Impuestos) define las siguientes Regalías y Participación al TGN.
Una Regalía Departamental, equivalente al once por ciento (11%) de la Producción Departamental Fiscalizada de Hidrocarburos, en beneficio del Departamento donde se origina la producción.
Una Regalía Nacional Compensatoria del uno por ciento (1%) de la Producción Nacional Fiscalizada de los Hidrocarburos, pagadera a los Departamentos xx Xxxx (2/3) y Pando (1/3), de conformidad a lo dispuesto en la Ley Nº 981, de 7 xx xxxxx de 1988.
Una Participación del seis por ciento (6%) de la Producción Nacional Fiscalizada en favor xxx Xxxxxx General de la Nación (TGN).
Asimismo, el Artículo 53° de la mencionada Ley crea el IDH, el cual se aplica, en todo el territorio nacional, a la producción de hidrocarburos en Boca xx Xxxx, que se medirá y pagará como las regalías, de acuerdo a lo establecido en la normativa legal vigente.
La Ley de Hidrocarburos N° 3058 y sus decretos reglamentarios, disponen la creación del IDH y establecen el procedimiento de cálculo y pago mensual de las Regalías y Participaciones al TGN, determinando una misma base imponible para ambas variables. La valoración de estas cargas públicas se efectúa por producto (Gas Natural, Petróleo y GLP) y por mercado (interno y externo) y se obtiene aplicando al total de los volúmenes, energía y unidad másica según corresponda, producidos en punto de fiscalización, el precio promedio ponderado en Punto de Fiscalización para cada producto obtenido de las ventas efectuadas, tanto en el mercado interno como en el mercado externo. Los Contratos de Operación y la Ley de Hidrocarburos N° 3058 definen a YPFB como el responsable del pago de estas cargas fiscales.
La base imponible calculada permite determinar, por un lado, el monto correspondiente al IDH con una alícuota del 32% (treinta y dos por ciento), y por otro, los valores de la Regalía Departamental equivalente al 11% (once por ciento), la Regalía Compensatoria del 1% (uno por ciento) y la Participación al Tesoro General de la Nación del 6% (seis por ciento).
La Ley Nº 3058, establece que la suma de los ingresos percibidos por concepto de Regalías, Participaciones e IDH en ningún caso podrá ser menor al 50% (cincuenta por ciento) del valor de la producción de hidrocarburos medida en punto de fiscalización.
7. Participación del Estado en el Negocio Petrolero
Luego de la descripción anterior, resulta necesario establecer la porción del negocio petrolero que llega al Estado Boliviano, producto de la Nacionalización de Hidrocarburos. Al respecto es importante realizar una diferenciación conceptual respecto de los ingresos de dinero del negocio petrolero (Xxxxx Xxxxxxxxx) y la participación del Estado.
RENTA PETROLERA
La Renta Petrolera se define como los ingresos en efectivo que percibe el Estado Boliviano producto de las actividades que se realizan en el sector hidrocarburos. En otras palabras, es el flujo de efectivo real que se transfiere al Estado Boliviano periodo a periodo y se compone de lo siguiente:
- Impuesto Directo a los Hidrocarburos
- Regalía Departamental, Regalía Nacional Compensatoria y Participación al TGN
- Participación de YPFB
- Impuestos upstream y otros
- Patentes Hidrocarburíferas
De lo anterior resulta interesante resaltar que los impuestos upstream y otros y las Patentes hidrocarburíferas no son considerados como Costos Recuperables de ninguna naturaleza para el cálculo de la Retribución del Titular a partir del 00 xx xxxxxxxxx xxx 0000, xxx xxxxx xxx Xxxxxxxxx deben cubrir estos pagos con sus utilidades particulares en cada Contrato de Operación. Por su
parte, el pago de las cargas públicas se realiza dentro de los 90 días posteriores al mes de producción, según normativa vigente.
Renta Petrolera Anual
Periodo: Mayo 2007 – Diciembre 2017
(Expresado en millones de dólares americanos)
Detalle | 2007* | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017** | Total | % |
IDH | 474 | 926 | 928 | 968 | 1.307 | 1.765 | 2.266 | 2.274 | 1.618 | 898 | 920 | 14.344 | 43% |
Regalías y Participación al TGN | 287 | 496 | 523 | 550 | 687 | 1.045 | 1.260 | 1.297 | 911 | 490 | 513 | 8.059 | 24% |
Participación de YPFB | 62 | 382 | 268 | 443 | 582 | 905 | 1.131 | 993 | 590 | 104 | 253 | 5.713 | 17% |
Patentes | 4 | 6 | 8 | 9 | 10 | 10 | 12 | 15 | 11 | 15 | 12 | 112 | 0% |
Impuestos upstream y otros | 125 | 329 | 419 | 265 | 384 | 567 | 791 | 910 | 707 | 248 | 198 | 4.943 | 15% |
Total Renta Petrolera | 952 | 2.139 | 2.146 | 2.235 | 2.970 | 4.292 | 5.460 | 5.489 | 3.837 | 1.755 | 1.896 | 33.171 | 100% |
* Periodo 2 mayo - diciembre
** La participación de YPFB el año 2017, considera la Participación Directa de YPFB en los Contratos de Servicios Petroleros suscritos para las Áreas Cedro, Huacareta, Azero y Charagua; concepto que establece el pago de un monto anula a YPFB durante los periodos de Exploración y Explotación, a objeto de cubrir los costos de administración de dichos Contratos. El total acumulado del periodo 2014 a 2017 asciende a USD 5.7 MM y la Energía No Retirada que asciende a un total de USD 34.8 MM
PARTICIPACIÓN DEL ESTADO
Para la identificación de la participación efectiva del Estado en los Contratos de Servicios Petroleros, se considera los recursos de la actividad hidrocarburífera para cada mes de producción, independientemente del momento en el que se hace efectivo el flujo de dinero. Por lo tanto, la participación del Estado se calcula como la proporción que recibe el Estado respecto del Ingreso Generado por la actividad hidrocarburífera de cada periodo.
Respecto a lo último, consideramos dos tipos de ingreso: i) Ingreso Comercializado Neto: que se obtiene de restar del ingreso medido en punto de venta los costos de transporte y compresión; y ii) Ingreso Operacional Bruto: que se obtiene de restar del Ingreso Comercializado Neto (ingreso por ventas) los costos recuperados (costo de ventas). Ahora bien, la participación del Estado tiene los mismos componentes que la Renta Petrolera, con la única salvedad que las Regalías y Participación al TGN corresponden al periodo de producción y no así al periodo de pago. Con lo anterior, la participación del Estado es la siguiente:
Participación del Estado en el Negocio Petrolero
Periodo: Mayo 2007 – Diciembre 2017
(Expresado en millones de dólares americanos)
Detalle | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017* |
Ingreso Comercializado Neto | 1.604 | 3.464 | 2.209 | 3.060 | 4.174 | 5.854 | 6.796 | 6.760 | 4.258 | 2.419 | 2.924 |
(-) Costos Recuperados | 000 | 000 | 000 | 566 | 713 | 727 | 746 | 918 | 845 | 720 | 962 |
Ingreso Operacional Bruto | 1.322 | 2.956 | 1.753 | 2.493 | 3.461 | 5.128 | 6.051 | 5.843 | 3.412 | 1.699 | 1.962 |
Regalias, Participaciones e IDH | 855 | 1.830 | 1.203 | 1.671 | 2.243 | 3.012 | 3.481 | 3.473 | 2.199 | 1.277 | 1.524 |
Participación de YPFB* | 62 | 382 | 268 | 444 | 582 | 905 | 1.131 | 993 | 590 | 104 | 213 |
Patentes | 4 | 6 | 8 | 9 | 10 | 10 | 12 | 15 | 11 | 15 | 12 |
Impuesto Upstream | 125 | 329 | 419 | 265 | 384 | 567 | 791 | 910 | 707 | 248 | 198 |
Total Recaudación del Estado | 1.046 | 2.548 1.898 | 2.389 | 3.219 | 4.494 | 5.415 | 5.391 3.507 | 1.644 | 1.947 |
Participación del Estado (Sobre Ingreso Comercializado Neto) | 65% | 74% 86% | 78% | 77% | 77% | 80% | 80% 82% | 68% | 67% |
Participación del Estado (Sobre Ingreso Operacional Bruto) | 79% | 86% 108% | 96% | 93% | 88% | 89% | 92% 103% | 97% | 99% |
1. Datos obtenidos de la información oficial y disponible del cálculo a cuenta de la Retribución del Titular.
2. Hasta el mes de julio de la gestión 2012, el Cálculo a Cuenta de la Retribución del Titular se realizó tomando como base la información reportada por el Titular en calidad de Declaración Jurada y llevando a cabo ajustes producto de comparar el Valor Remanente reportado por el Titular con el Valor Remanente calculado a partir de la información disponible al interior de YPFB. A partir del mes xx xxxxxx de la gestión 2012, se efectúa este cálculo en base, únicamente, a la información oficial de YPFB.
3. La información de impuestos fue proporcionada por el Servicio de Impuestos Nacionales.
Participación de YPFB en el año 2017, no considera los conceptos de EPNR y Participación Directa de YPFB en los CSP.
Del cuadro anterior se desprenden las siguientes conclusiones:
- La Participación del Estado Boliviano en el negocio petrolero es, en promedio, 75,7% del Ingreso Comercializado Neto y 93,7% del Ingreso Operacional Bruto.
- La Participación del Estado Boliviano puede superar el 100% del Ingreso Bruto Operacional debido a que los Prestadores de Servicios están obligados a realizar el pago de impuestos y patentes, al margen de la utilidad que genere (o no) el negocio.
- Los costos recuperados7 representan, en el xxxxxxx xxxx 0000 a diciembre 2017 solamente el 17,1% del Ingreso Comercializado Neto.
7 Los costos recuperados, que provienen de los importes reportados por los Titulares, son preliminares, hasta que se realice el proceso de Reliquidación de la Retribución del Titular, de acuerdo a normativa vigente.
Costos Recuperables según Cuentas de la Ley de Desarrollo Sostenible
Periodo: Mayo 2007 – Diciembre 2017
(Expresado en millones de dólares americanos)
Detalle | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | Total |
Costos de Personal de las empresas operadoras | 26,8 | 51,1 | 69,6 | 69,4 | 79,7 | 54,8 | 104,3 | 120,6 | 131,8 | 130,3 | 128,9 | 967,3 |
Costos de movilización y desmovilización de personal | 1,0 | 4,2 | 0,5 | 0,3 | 0,3 | 0,5 | 0,6 | 1,4 | 1,9 | 1,7 | 1,4 | 13,9 |
Costos de transporte y reubicación del personal | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
Costos de materiales | 5,1 | 12,5 | 15,4 | 15,7 | 17,9 | 13,6 | 25,2 | 34,3 | 33,6 | 26,9 | 25,4 | 225,5 |
Impuestos, Regalías y Participaciones, Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), tasas, patentes, contribuciones y compensaciones e indemnozaciones | 8,8 | 23,3 | 5,8 | 5,1 | 9,9 | 11,8 | 12,3 | 5,2 | 5,2 | 8,6 | 23,7 | 119,6 |
Impuestos, tasas, patentes y contribuciones | 8,2 | 22,7 | 5,0 | 3,5 | 8,0 | 9,0 | 11,0 | 1,1 | 2,2 | 5,5 | 21,2 | 97,3 |
Regalias y Participaciones | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
Impuesto Directo a los Hidrocarburos | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
Compensaciones e indemnizaciones | 0,7 | 0,6 | 0,8 | 1,6 | 1,9 | 2,8 | 1,3 | 4,1 | 3,0 | 3,1 | 2,5 | 22,3 |
Diferencias de cambio | 0,3 | 0,9 | 0,0 | (0,3) | 0,3 | 0,4 | (0,4) | 0,6 | 0,1 | (0,7) | (0,9) | 0,5 |
Protección al medio ambiente, seguridad industrial y salud ocupacional | 0,8 | 2,7 | 4,4 | 5,5 | 5,7 | 5,4 | 8,1 | 11,2 | 13,5 | 9,7 | 9,3 | 76,4 |
Costos legales | 0,4 | 0,4 | 0,1 | 0,1 | 0,2 | (0,0) | 0,7 | 0,3 | 0,2 | 0,1 | 0,1 | 2,5 |
Seguros, costos de administración y servicios | 64,0 | 114,8 | 104,7 | 114,0 | 127,1 | 270,7 | 205,6 | 272,4 | 228,6 | 220,3 | 282,7 | 2.004,8 |
Costos de Administración | 8,7 | 16,8 | 33,1 | 36,3 | 45,2 | 57,4 | 73,7 | 76,7 | 73,0 | 72,3 | 65,0 | 558,5 |
Seguros de las operaciones petroleras | 2,8 | 7,4 | 7,2 | 4,7 | 5,6 | 8,9 | 9,2 | 11,3 | 11,4 | 10,7 | 11,5 | 90,8 |
Servicios de explotación | 52,5 | 90,5 | 64,3 | 72,9 | 76,3 | 204,4 | 122,6 | 184,4 | 144,2 | 137,2 | 206,2 | 1.355,5 |
Depreciación de los activos fijos | 196,9 | 326,1 | 371,5 | 421,3 | 505,7 | 426,7 | 444,3 | 573,1 | 594,3 | 703,9 | 840,1 | 5.403,9 |
Otras Cuentas (Creditos y costos de abandono) | (1,9) | (2,7) | (2,2) | (4,3) | (10,9) | (18,4) | (21,5) | (12,8) | (11,7) | (7,2) | (2,5) | (96,2) |
Total General | 302,2 | 533,3 | 569,9 | 626,8 | 735,8 | 765,5 | 779,2 | 1.006,3 | 997,6 | 1.093,5 | 1.308,1 | 8.718,1 |
* Los Costos Auditados expuestos para el xxxxxxx xxxx 0000 a 2012, son importes que resultan de la Auditoria Externa de Costos, los cuales estarán sujetos a modificaciones por la resolución de controversias identificadas en estos documentos y su correspondiente reclasificación y exposición.
** Los Costos reportados para el periodo 2013 a 2017, están sujetos a una revisión por parte de YPFB y a una Auditoria Externa.