universidad tecnolÓgica privada de santa cruz s.a
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA PRIVADA
DE SANTA CRUZ S.A.
MATERIA: CONTABILIDAD EXTRACTIVA
TÍTULO: SECTOR DE HIDROCARBUROS
MODALIDAD: PRESENCIAL
ESTUDIANTE: WIEBE UNGER MELISSA CHARITY
DOCENTE: LIC. JAIME MELEAN
GESTIÓN: MAYO/2019
SANTA CRUZ – BOLIVIA
ÍNDICE
1 Área Hidrocarburifera ................................................................................................................. 1
1.1 Nueva Ley de Hidrocarburos en aspectos de: ..................................................................... 1
1.1.1 Suscripción de Contratos con Operarios Privados.- .................................................... 1
1.1.2 Tipos de Contratos.- .................................................................................................... 3
1.1.3 Impuestos a los Productores.- ..................................................................................... 6
1.1.4 Régimen de Regalías.- ................................................................................................. 7
1.1.5 Reglamentos para el tratamiento de Costos Recuperables ........................................ 8
2 Actividades de Upstream y Downstream .................................................................................. 12
2.1 Upstream ........................................................................................................................... 12
2.1.1 Exploración Sísmica: .................................................................................................. 12
2.1.2 Exploración Perforatoria: .......................................................................................... 13
2.1.3 Producción: ............................................................................................................... 14
2.2 Downstream ...................................................................................................................... 15
2.2.1 Refinación: ................................................................................................................. 15
2.2.2 Transporte: ................................................................................................................ 16
2.2.3 Comercialización: ...................................................................................................... 17
2.3 Métodos de Búsqueda y Desarrollo de Pozos Petroleros ................................................. 17
3 Régimen de Regalías ................................................................................................................. 19
4 Empresas operadoras al 2018 ................................................................................................... 21
5 Pozos Adjudicados ..................................................................................................................... 21
6 Método de Costeo Total............................................................................................................ 22
7 Esfuerzo exitoso en las etapas de Adquisición, Exploración y Desarrollo ................................. 22
8 Costos OPEX y CAPEX ................................................................................................................ 24
8.1 CAPEX ................................................................................................................................ 24
8.2 OPEX .................................................................................................................................. 25
8.3 CAPEX FRENTE A OPEX ...................................................................................................... 25
9 PIB del Sector de Hidrocarburos ............................................................................................... 26
10 Inversiones en Hidrocarburos ............................................................................................... 27
11 Mapa de Gasoductos ............................................................................................................. 29
12 Mapa de Oleoductos ............................................................................................................. 30
13 Poliductos .............................................................................................................................. 31
14 Bibliografía ............................................................................................................................ 32
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1 Área Hidrocarburifera
1.1 Nueva Ley de Hidrocarburos en aspectos de:
1.1.1 Suscripción de Contratos con Operarios Privados.-
ARTICULO 65º (De los Contratos y Plazos).- Cualquier persona individual o
colectiva, nacional o extranjera, pública o privada podrá celebrar con Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) uno o más Contratos de Producción
Compartida, Operación o Asociación para ejecutar actividades de Exploración y
Explotación, por un plazo que no excederá los cuarenta (40) años.
ARTICULO 66º (Retribución o Participación al Titular).- Una vez iniciada la
producción, el Titular está obligado a entregar a Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB), la totalidad de los hidrocarburos producidos. Del total producido
y entregado a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), el Titular tendrá
derecho a una retribución bajo el Contrato de Operación y a una participación en la
producción de hidrocarburos en los Contratos de Producción Compartida y
Asociación, la misma que estará contemplada en el Contrato respectivo.
ARTICULO 67º (Cláusulas Obligatorias de los Contratos Petroleros).- Los
Contratos de Producción Compartida, Operación y Asociación que Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) suscriba con personas individuales o
colectivas, nacionales o extranjeras, públicas o privadas, así como sus
modificaciones y enmiendas, deberán ser celebrados mediante escritura otorgada
ante un Notario de Gobierno y contener, bajo sanción de nulidad, Cláusulas
referentes a:
a. Antecedentes;
b. Partes del Contrato; Capacidad y Personería;
c. El objeto y plazo;
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d. Garantía de cumplimiento del contrato, de acuerdo a lo establecido en la
reglamentación. En caso de empresas subsidiarias o vinculadas la garantía
será otorgada por la Casa Matriz. Garantía bancaria de cumplimiento de
Unidades de Trabajo para Exploración (UTE);
e. Establecerá el área y su ubicación objeto del Contrato, identificará si se trata
de Zona Tradicional o No Tradicional, señalando el número de parcelas;
f. Cantidad de Unidades de Trabajo para Exploración (UTE) comprometidas y
su equivalencia en dinero;
g. La retribución o participación correspondiente al Titular;
h. Régimen de Patentes, Regalías, Participaciones, Impuestos y Bonos;
i. Obligación de entregar información técnica, económica, comercial, estudios
de reservorios mediante modelos matemáticos, otros métodos y cualquier
otra relativa al objeto del contrato, que Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB) considere relevante;
j. Obligaciones y derechos de las partes, entre otras, el derecho de
comercializar la producción que pudiera corresponder al Titular y la
obligación de atender la demanda del mercado interno;
k. Las causales de desvinculación contractual y régimen de daños y perjuicios
por incumplimiento de las obligaciones pactadas;
l. Régimen de solución de controversias,
m. De la Cesión, Transferencia y Subrogación del Contrato,
n. Estipulaciones relativas a la protección y conservación en el marco de la Ley
del Medio Ambiente.
o. Contratar de manera preferente mano de obra, bienes y servicios
nacionales, así como para la capacitación del personal de Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB),
p. Renunciar a toda reclamación por vía diplomática,
q. Domicilio constituido y señalado en Bolivia.
ARTICULO 68º (Autorización y Aprobación de Contratos).- Los Contratos de
Producción Compartida, Operación, Asociación y sus modificaciones, deberán ser
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autorizados y aprobados, de conformidad a lo dispuesto el Artículo 59º,atribución
5ª, de la Constitución Política del Estado.
ARTICULO 69º (Solución de Controversias).- Las Controversias que se susciten
entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y los Titulares o
Contratistas, con motivo de la interpretación, aplicación y ejecución de los contratos
se solucionarán de conformidad a las normas establecidas en los Artículos 24º,
135º, 228º y otros de la Constitución Política del Estado y las Leyes de la República.
ARTICULO 70º (Cesión, Transferencia y Subrogación de Contratos).- Quienes
suscriban Contratos de Operación, de Producción Compartida o de Asociación con
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), no podrán ceder, transferir ni
subrogar, en forma total o parcial, directa o indirectamente, sus derechos y
obligaciones emergentes de los mismos, salvo aceptación de Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y autorización del Ministerio de
Hidrocarburos.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) aceptará la Cesión,
Transferencia y Subrogación cuando el beneficiario de la operación tenga la
capacidad técnica y financiera que le permita cumplir con las obligaciones
establecidas en el respectivo contrato, con la autorización y aprobación a que se
refiere el Artículo 68º de la presente Ley.
ARTICULO 71º (Garantía de Libre Disponibilidad).- Las empresas que
suscriban Contratos Petroleros en virtud de la presente Ley, gozan de la garantía
del Estado de la Libre Disponibilidad de las Divisas provenientes de sus ingresos
de exportación; asimismo, se garantiza la libre convertibilidad de sus ingresos por
ventas en el mercado interno.
1.1.2 Tipos de Contratos.-
La Minuta del Contrato de Exploración y Producción, las Obligaciones
Contractuales Socio Ambientales que se derivan de la misma. Los Deberes y los
Derechos de las Compañías Hidrocarburíferas.
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En la actualidad hay dos tipos de contrato el contrato de Evaluación Técnica (TEA)
y el contrato de exploración y producción (E&P). En el pasado los contratos
utilizados fueron: los de Concesión en el periodo 1905 – 1969 (Concesión Barco y
De Mares) y el de Asociación que se crea con la Ley 20 de 1969 que establece al
Contrato de Asociación como instrumento jurídico para incentivar la exploración y
producción en Colombia hasta 2003.
1.1.2.1 Contrato de Exploración y Producción E&P
Este modelo aplica para los contratos que se suscriben como resultado de un
proceso de asignación directa. En los casos de los procesos competitivos, el
contrato que se suscribe es el que se publica y hace parte de los Términos de
Referencia.
El contratista desarrolla el programa de trabajo, que hace parte de los
compromisos del contrato, con autonomía y responsabilidad exclusiva. (ANH,
2013)
Este nuevo modelo de contrato colombiano es un sistema de regalías/ impuestos.
El contratista define el programa de trabajo, construye y es dueño de las
facilidades, y opera con autonomía y responsabilidad, a su propio riesgo y costo.
El contratista es dueño de todos los derechos de producción —después de
regalías — y eventualmente tendrá que hacer pagos a la ANH por los ingresos
adicionales cuando el precio internacional del crudo de referencia exceda un nivel
de activación. El contratista paga impuestos por ingresos, de acuerdo con la ley.
(Ecopetrol, 2003)
La ANH hace seguimiento contractual al cumplimiento de las cláusulas de los
contratos, lo cual redunda en que cualquier incumplimiento ambiental o social, es
competencia de la autoridad delegada para tales fines.
En cuanto al cumplimiento de las obligaciones contractuales por parte de las
compañías, es de aclarar que la ANH no es autoridad ambiental, ni social. Las
funciones de seguimiento en estas materias están en cabeza de entidades como
la ANLA, o el Ministerio del Interior, dependiendo de la materia.
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Mediante el contrato de E&P se otorga al Contratista el derecho a explorar el Área
contratada, y a producir los Hidrocarburos convencionales de propiedad del
Estado que se descubran dentro de dicha área. EL Contratista tendrá derecho a la
parte de la producción de los Hidrocarburos que le correspondan, provenientes del
Área Contratada.
El Periodo de Exploración tendrá una duración de seis (6) años con prorrogas de 0
a 4 años, a partir de la Fecha Efectiva y se dividirá en las fases que se describen
en el anexo C. La primera fase comienza en la Fecha Efectiva, y las siguientes
fases el Día calendario inmediatamente siguiente a la fase que le precede.
El Período de Producción tendrá una duración de veinticuatro (24) años por
yacimiento, con prórroga, contados a partir de la fecha en la que la ANH reciba del
Contratista la Declaración de Comercialidad. La ANH prorrogará el periodo de
producción por periodos sucesivos de hasta 10 años, y hasta el límite económico
del campo siempre y cuando se cumplan las condiciones establecidas en el Anexo
A del contrato.
1.1.2.2 Contrato de Evaluación Técnica (TEA)
Aplica para áreas libres y áreas especiales, en algunos casos, cuando así se
disponga en los Términos de Referencia, para procesos competitivos o
contratación directa.
Su objetivo principal es evaluar el potencial hidrocarburífero de un área e
identificar prospectos para celebrar un eventual contrato de E&P sobre una
porción ó la totalidad del área contratada.
El evaluador puede hacer actividades de exploración superficial de geología,
pozos estratigráficos, aerofísica, etc., entre otras, con una duración máxima de 36
meses en áreas continentales y de 36 meses en áreas costa afuera, según el
programa de trabajo.
El evaluador debe desarrollar el programa con autonomía bajo su responsabilidad
operacional exclusiva, con un derecho de prelación para suscribir un Contrato de
E&P.
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La ANH por su parte verifica el avance de las actividades, administra la
información obtenida en desarrollo del Contrato y recauda el derecho económico.
(ANH, 2013)
1.1.3 Impuestos a los Productores.-
ARTICULO 53º (Creación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos - IDH).-
Créase el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), 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, de acuerdo a lo establecido en la presente Ley y su
reglamentación.
ARTICULO 54º (Objeto, Hecho Generador y Sujeto Pasivo).-
1. El objeto del IDH es la producción Hidrocarburos en todo el territorio nacional.
2. El hecho generador de la obligación tributaria correspondiente a este
Impuesto se perfecciona en el punto de fiscalización de los hidrocarburos
producidos, a tiempo de la adecuación para su transporte.
3. Es sujeto pasivo del IDH toda persona natural o jurídica, pública o privada,
que produce hidrocarburos en cualquier punto del territorio nacional.
ARTICULO 55º (Base Imponible, Alícuota, Liquidación y Período de
Pago).-
1. La Base Imponible del IDH es idéntica a la correspondiente a regalías y
participaciones y se aplica sobre el total de los volúmenes o energía de los
hidrocarburos producidos.
2. La Alícuota del IDH es del treinta y dos por ciento (32%) del total de la
producción de hidrocarburos medida en el punto de fiscalización, que se
aplica de manera directa no progresiva sobre el cien por ciento (100%) de los
volúmenes de hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización, en su
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primera etapa de comercialización. Este impuesto se medirá y se pagará
como se mide y paga la regalía del dieciocho por ciento (18%).
3. La sumatoria de los ingresos establecidos del 18% por Regalías y del 32%
del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), no será en ningún caso
menor al cincuenta por ciento (50%) del valor de la producción de los
hidrocarburos en favor del Estado Boliviano, en concordancia con el Artículo
8º de la presente Ley.
4. Una vez determinada la base imponible para cada producto, el sujeto pasivo
la expresará en Bolivianos (Bs.), aplicando los precios a que se refiere el
Artículo 56º de la presente Ley.
5. Para la liquidación del IDH, el sujeto pasivo aplicará a la base imponible
expresada en Bolivianos, como Alícuota, el porcentaje indicado en el numeral
2 precedente.
1.1.4 Régimen de Regalías.-
ARTICULO 52º (Regalías y Participaciones e Impuestos).- El Titular está sujeto
al pago de las siguientes regalías y participaciones sobre la producción fiscalizada,
pagaderas de manera mensual en Dólares Americanos, o su equivalente en
moneda nacional, o en especie a elección del beneficiario.
1. 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.
2. Una Regalía Nacional Compensatoria del uno por ciento (1%) de la
Producción Nacional Fiscalizada de los Hidrocarburos, pagadera a los
Departamentos de Beni (2/3) y Pando (1/3), de conformidad a lo dispuesto
en la Ley Nº 981, de 7 de marzo de 1988.
3. Una participación del seis por ciento (6%) de la Producción Nacional
Fiscalizada en favor del Tesoro General de la Nación (TGN).
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1.1.5 Reglamentos para el tratamiento de Costos Recuperables
ARTÍCULO 8.- (REQUISITOS PARA EL RECONOCIMIENTO Y APROBACIÓN DE
COSTOS).- Todo costo para ser reconocido y aprobado como Costo Recuperable
o Costo Reportado Aprobado, según corresponda, deberá cumplir con los
siguientes requisitos de manera no limitativa:
1. Ser Útil, Utilizable y Utilizado en el marco de las definiciones establecidas en
el presente reglamento;
2. Ser un Costo Previsto, salvo Caso Fortuito o de Fuerza Mayor debidamente
comprobado y respaldado por un informe técnico del Titular y aprobado por
YPFB;
3. Ser un Costo Reportado;
4. Estar contemplado en el PTP de la gestión correspondiente, debidamente
aprobado por YPFB en el marco de los principios establecidos en el presente
reglamento;
5. En caso de una licitación, cumplir con lo establecido en la normativa vigente
y en las Cláusulas referidas a Subcontratistas y Personal del CSP;
6. Ser presentados en formatos y conforme a procedimientos establecidos por
YPFB;
7. Estar comprendido en el Informe de Fiscalización respectivo, conforme a
procedimiento y formato establecido por YPFB;
8. Estar comprendido dentro de la Banda de Precios, definida en el Artículo 9
del presente reglamento, y comunicada al Titular de manera oportuna.
ARTÍCULO 9.- (DEFINICIÓN Y ACTUALIZACIÓN DE PARÁMETROS PARA LA
APROBACIÓN DE COSTOS RECUPERABLES).
1. Para la aprobación de la Banda de Precios, YPFB elaborará una propuesta
de Banda de Precios considerando una base datos que contendrá
información relativa a las Operaciones Petroleras, registros de precios
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históricos y precios actuales en la industria petrolera nacional e internacional
y otros que considere relevantes debidamente justificados aplicando criterios
de evaluación técnica y económica, así como de manera enunciativa y no
limitativa incluirá los siguientes insumos:
• Nuevas tecnologías desarrolladas para la industria petrolera;
• Optimización de operaciones;
• Prácticas eficientes en la industria petrolera;
• Registros de empresas que proveen servicios a nivel nacional e
internacional.
2. El Titular está obligado, a simple requerimiento de YPFB, a facilitar toda la
información histórica y actualizada sobre sus proveedores, operaciones,
inversiones, además de toda la información disponible de 5/9/2017 GACETA
OFICIAL DEL ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA
http://www.gacetaoficialdebolivia.gob.bo/index.php/normas/descargar/15620
1 5/9 todos los Costos de Capital y Costos de Operación, incluyendo
inversiones y obras en curso o su equivalente, en medio digital y físico, así
como toda la información adicional que YPFB vea por conveniente para el
desarrollo de su base de datos, misma que tendrá carácter de Declaración
Jurada.
3. La ANH determinará y aprobará la Banda de Precios considerando la
propuesta remitida por YPFB, previa verificación, revisión y análisis técnico
de la base de datos y la documentación de respaldo.
4. YPFB definirá los parámetros correspondientes en base a la Banda de
Precios aprobada por la ANH, mismos que serán utilizados para la
aprobación de Costos Recuperables y Costos Reportados Aprobados.
5. Toda la información a ser presentada por el Titular tendrá carácter de
Declaración Jurada y permitirá a YPFB realizar el pago a cuenta de la
retribución del Titular.
6. Anualmente YPFB debe entregar la Banda de Precios a la ANH hasta el 1 de
julio y la ANH aprobará y publicará las Bandas de Precios hasta el 1 de
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agosto, mismas que deberán seguir el procedimiento señalado
precedentemente y deben ser considerados por los Titulares para
presupuestar, ejecutar y revisar los costos de la siguiente gestión.
ARTÍCULO 10. (REVISIÓN).
1. Los Costos Reportados producto de las actividades, sub actividades y
proyectos de Exploración y Explotación incluidos en los Planes y PTP, así
como los emergentes de los proyectos definidos por YPFB como prioritarios,
serán sujetos a revisión.
2. El alcance de esta revisión de costos será establecido en una normativa
específica a ser aprobada por YPFB y comunicada al Titular.
3. En caso de que existieran observaciones, el Titular deberá remitir las
respuestas pertinentes acorde a lo establecido en la normativa específica
aprobada por YPFB, y está en la obligación de proporcionar las fotocopias
legalizadas que respalden las mismas.
4. El presupuesto de los Costos de Capital y los Costos de Operación
aprobados en el PTP, podrán ser reclasificados por YPFB como Costo de
Capital a Costo de Operación o viceversa, una vez que éste haya sido
reportado para su reconocimiento y aprobación como Costo Recuperable o
Costo Reportado Aprobado, según corresponda.
ARTÍCULO 11.- (INFORME DE REVISIÓN).
1. YPFB elaborará un informe de Revisión de Costos, el cual será remitido al
Titular de manera oportuna, siendo vinculante para éste, a efectos del
reconocimiento de los Costos Recuperables o Costos Reportados
Aprobados, según corresponda.
2. YPFB precautelando los intereses del Estado, podrá revisar el informe
señalado en el Parágrafo precedente.
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ARTÍCULO 12.- (APROBACIÓN DE COSTOS).
1. Los costos revisados que no hayan sido objeto de observación serán
aprobados por YPFB. Los costos observados serán aprobados siempre y
cuando las observaciones sean subsanadas mediante los descargos
correspondientes. La aprobación será informada al Titular mediante
comunicación escrita.
2. La Revisión de Costos, no sustituye la realización de la auditoría establecida
en el Anexo del CSP.
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2 Actividades de Upstream y Downstream
2.1 Upstream
También conocido como exploración y producción (E&P) este sector incluye las
tareas de búsqueda de potenciales yacimientos de petróleo crudo y de gas natural,
tanto subterráneos como submarinos, la perforación de pozos exploratorios, y
posteriormente la perforación y explotación de los pozos que llevan el petróleo crudo
o el gas natural hasta la superficie.
2.1.1 Exploración Sísmica:
Proceso mediante el cual ondas de energía atraviesan las capas de roca, se
devuelven hasta la superficie y llegan a unos equipos especiales que se llaman
geófonos, los cuales reciben la información y la transmiten a un computador.
El producto final que se obtiene de la exploración sísmica es una imagen
representativa de las capas que hay debajo de la tierra. (ANH)
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2.1.2 Exploración Perforatoria:
Consiste en la perforación de pozos, cuya finalidad es llegar hasta la capa de roca
donde posiblemente se pudieron acumular los hidrocarburos (petróleo y gas). Esta
etapa inicia por lo general, después de que se obtiene la información del estudio
sísmico. (ANH)
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2.1.3 Producción:
Es el proceso mediante el cual se extraen los hidrocarburos (petróleo y gas)
desde la capa de roca hasta la superficie.
Para extraer los hidrocarburos se utilizan dos mecanismos: a través de
válvulas llamadas Árbol de Navidad (cuando los hidrocarburos fluyen a la
superficie por sí solos) y mediante una máquina llamada Balancín (cuando
este necesita ayuda para subir a la superficie. (ANH)
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2.2 Downstream
Se refiere comúnmente a las tareas de refinamiento del petróleo crudo y al
procesamiento y purificación del gas natural, así como también la comercialización
y distribución de productos derivados del petróleo crudo y gas natural.
2.2.1 Refinación:
La refinación consiste en transformar el petróleo sometiéndolo a temperaturas
altas, que alcanzan los 400 grados centígrados, para obtener productos derivados.
Proceso mediante el cual se transforma una gran variedad de productos
derivados, principalmente, combustibles (ACPM y gasolina) y petroquímicos
(vaselina, cepillos, llantas, plásticos).
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2.2.2 Transporte:
Consiste en transportarlos desde la boca del pozo hasta los sitios de
almacenamiento y procesamiento, como son las estaciones de bombeo, refinerías
y centros de comercialización (puertos).
Los hidrocarburos se transportan a través de oleoductos (petróleo), gasoductos
(gas), carrotanques (petróleo) y buques (petróleo).
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2.2.3 Comercialización:
En este eslabón se realizan todas aquellas actividades de carácter comercial, para
colocar los productos a disposición de los usuarios. Normalmente se utilizan
distribuidores mayoristas o minoristas.
2.3 Métodos de Búsqueda y Desarrollo de Pozos Petroleros
1. Bombeo Mecánico (Balancín): Se usa más que todo en aguas poco
profundas y suele verse en el Lago de Maracaibo
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2. BCP (Bomba de cavidad progresiva): el fluido del pozo es elevado por
la acción de un elemento rotativo (rotor) de geometría helicoidal dentro de un
alojamiento semiplástico de igual geometría (estator). El resultado es el
desplazamiento positivo de los fluidos (hacia el cabezal de pozo) que se
desplazaron llenando las cavidades existentes entre el rotor y el estator. Es
un método artificial con muchas ventajas debido a que ocupa muy poco
espacio en las plataformas y es muy usado en Venezuela específicamente
en el Lago de Maracaibo
3. Bombeo eléctrico sumergible: los fluidos se producen por impulsores
instalados en el suelo, giran a gran velocidad y son alimentados desde la
superficie por un cable eléctrico. Este sistema funciona particularmente para
bombear altos volúmenes de crudos. En la producción costa afuera es muy
útil debido a que puede ser utilizado en aguas poco profundas hasta ultra
profundas ya que puede estar sumergido en el fondo del mar y bombear
desde allí y no desde la plataforma, facilitando aun más el trabajo. Este
método es parte de la apuesta de Petrobras para su futuro desarrollo en
producción costa afuera en aguas ultra profundas, según Ricardo Savini
(Gerente de Desarrollo de Negocios) de la reconocida empresa, lo dio a
conocer en una conferencia hecha el año pasado (2006).
4. Gas-lift controlado por satélite: este mecanismo de levantamiento artificial
pudo ser adaptado a la producción en aguas profundas gracias al avance
tecnológico que está aplicando el hombre para la producción de
hidrocarburos costa afuera y específicamente para aguas ultra profundas que
es el mayor reto del negocio. Este método también es una apuesta para el
desarrollo de la producción costa afuera en Brasil según el Gerente de
Desarrollo de Negocios mencionado anteriormente
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3 Régimen de Regalías
ARTICULO 52º (Regalías y Participaciones e Impuestos).- El Titular está sujeto
al pago de las siguientes regalías y participaciones sobre la producción fiscalizada,
pagaderas de manera mensual en Dólares Americanos, o su equivalente en
moneda nacional, o en especie a elección del beneficiario.
4. 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.
5. Una Regalía Nacional Compensatoria del uno por ciento (1%) de la
Producción Nacional Fiscalizada de los Hidrocarburos, pagadera a los
Departamentos de Beni (2/3) y Pando (1/3), de conformidad a lo dispuesto
en la Ley Nº 981, de 7 de marzo de 1988.
6. Una participación del seis por ciento (6%) de la Producción Nacional
Fiscalizada en favor del Tesoro General de la Nación (TGN).
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Las regalías son una compensación económica obligatoria que se paga al Estado
por la explotación de sus recursos naturales no renovables; La base imponible de
las regalías es el valor de producción, sobre el cual se grava un 18%; que está
distribuido en:
• Una Regalía Departamental del 11% a favor del departamento productor.
• Regalía Nacional Compensatoria del 1% en a favor de los departamentos de
Beni y Pando.
• Participación a favor del TGN de 6% (destinada a YPFB con la Ley 1689)
El cual dentro de esta compensación económica (regalía) el sujeto pasivo es YPFB.
Una vez ya descrito el sector Hidrocarburífero y su participación en la economía
Boliviana, podemos identificar el tema haciendo énfasis en la actividad más
relevante que para el Estado Boliviano representa mediante las cargas impositivas
o la denominada Renta Petrolera, dicha renta será el centro de análisis de esta
investigación.
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4 Empresas operadoras al 2018
• PETROBRAS
• PLUSPETROL
• TECPETROL
• GTL INTERNACIONAL
• GAZPROM
• MATPETROL
5 Pozos Adjudicados
• La Muela X1
• Yarará X1
• Gomero X1
• Patujú X5
• Katari X4
• Bulo Bulo Bloque Bajo X1
• Humberto Suárez Roca 12D
• Colorado X3
• Huacaya X2
• Tacobo X1001
• Side Track, Villamontes X7
• Sipotindi X1
• Bulo Bulo Bloque Bajo Norte
• Los Monos X12
• Dorado Sur X1006
• Río Grande X1001
• Patujú EX1D
• Caranda X100
• BOYUY X2
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6 Método de Costeo Total
Bajo el costeo por absorción, algunas veces denominado costeo total o
convencional, todos los costos indirectos de fabricación, tanto fijos como variables,
se tratan como costos del producto. Este se fundamenta en que son costos del
producto todos los costos de producción, tanto fijos como variables. A medida que
se produce, los costos de producción (Materiales directos, mano de obra directa y
costos generales de fabricación) se incorporan (capitalizan) en los productos
fabricados y constituyen el costo de dichos productos. Los productos pasan a través
de los departamentos de producción como si fueran esponjas, absorbiendo (de ahí
el nombre de costeo por absorción) todos los costos de producción tanto los fijos
como variables.
Método de costeo bajo el cual todos los costos de producción, directos e indirectos,
incluidos los costos indirectos de fabricación fijos, se cargan a los costos del
producto.
En el costeo total no es necesaria la separación de los costos fijos y variables, pero
no quiere decir que no pueda existir. La diferencia de las dos doctrinas radica es en
los costos que se cargan o capitalizan en los inventarios de productos fabricados.
7 Esfuerzo exitoso en las etapas de Adquisición, Exploración y Desarrollo
1. PROSPECCIÓN O BÚSQUEDA.- Es la etapa de búsqueda de un área de
probable explotación; tal actividad incluye estudios topográficos, geológicos
y geofísicos de áreas relativamente extensas, emprendidos en un intento de
localizar áreas que avalen cierta explotación.
2. ADQUISICIÓN.- Es la gestión de consolidación de los derechos legales para
la explotación y/o producción de petróleo o gas en un área específica; o el
costo de compra de derechos similares.
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3. EXPLORACIÓN.- Incluye todos los costos relativos a la búsqueda de
petróleo y/o gas, como los costos de perforación de pozos exploratorios y de
pozos estratigráficos exploratorios, incluyendo la depreciación y otros costos
de equipos e instalaciones. Normalmente, estos costos se incurren a partir
de la firma de un contrato de explotación, de la compra o arrendamiento de
los derechos de explotación o mediante la asignación de los derechos
correspondientes.
4. DESARROLLO.- Son todos los costos incurridos al crearse un sistema de
uno o más pozos productivos, equipos relacionados e instalaciones en
reservas probadas, para que pueda extraerse (producirse) el petróleo y/o
gas. Los costos de desarrollo se relacionan con reservas probadas
específicas; los costos de exploración se relacionan con reservas no
probadas.
5. PRODUCCIÓN.- Los costos de producción incluyen los costos de extracción
de petróleo o gas hasta la superficie, y los costos de recolección, tratamiento,
procesamiento y almacenamiento en el campo. La función de producción
termina en la válvula de salida de la propiedad de los tanques de
almacenamiento de la producción o, en circunstancias especiales, en el
primer punto de entrega del petróleo o en gas al oleoducto principal, refinería,
terminal marítima compañía de transporte. Los costos de producción incluyen
mano de obra, combustibles y suministros necesarios para operar los pozos
desarrollados y el equipo relacionado, reparaciones, impuesto a las
propiedades probadas, pozos, equipos e instalaciones relacionadas. Los
costos de operación y mantenimiento del sistema de producción se vuelven
parte de los costos totales de producción (costos de extracción). Los costos
de amortización de los costos capitalizados como adquisición de
propiedades, exploración y desarrollo, contribuciones de propiedades,
exploración y desarrollo, contribución.
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8 Costos OPEX y CAPEX
En el ámbito de la gestión financiera, se utilizan dos términos básicos para clasificar
los movimientos de efectivo: gastos de capital (CAPEX) y gastos de explotación
(OPEX).
8.1 CAPEX
Los gastos de capital, o CAPEX, hacen referencia a la financiación utilizada por
empresas para conseguir activos físicos o actualizar activos actuales. Los CAPEX
normalmente toman dos formas: los gastos de mantenimiento, que son aquellos
activos que una empresa compra para ampliar la vida útil de los activos existentes,
y los gastos de expansión, que son aquellos activos nuevos que una empresa
adquiere con el fin de hacer crecer la empresa.
Es importante comprender que el dinero que se invierte en la reparación o en el
mantenimiento habitual y continuo de los activos no se considera CAPEX y se debe
incluir en el balance general del periodo en el que se invirtió.
A diferencia de otras inversiones como la investigación y el desarrollo, y el
marketing, los gastos de capital no se incluyen de inmediato como coste. En cambio,
las propiedades, las plantas y los equipos adquiridos como gastos de capital se
amortizan normalmente a lo largo del tiempo mediante depreciación.
El importe de los gastos de capital que una empresa podría tener depende del sector
en el que se encuentre. Algunos de los sectores que utilizan capital de forma más
intensiva y que cuentan con los niveles más altos de gastos de capital son la
producción y prospección petrolífera, las telecomunicaciones, la industria
manufacturera y los servicios públicos.
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8.2 OPEX
El otro término que se emplea comúnmente en los movimientos de efectivo, gastos
de explotación u OPEX, consiste en los costes recurrentes de un producto, sistema
o compañía. También puede abarcar los costes de los empleados y los gastos en
instalaciones, como el alquiler.
Para explicarlo de forma sencilla, los gastos de capital tienden a ser inversiones
importantes en bienes, que figuran en el balance de situación y que se deprecian a
lo largo de la vida del activo, normalmente 3 años, mientras que los gastos de
explotación aparecen en la cuenta de pérdidas y ganancias y están relacionados
con los gastos en los que se incurre de forma continuada.
8.3 CAPEX FRENTE A OPEX
Es importante para muchas organizaciones convenir en que los gastos de
explotación son más adecuados para aquellas empresas que anticipan un rápido
crecimiento así como cambios en sus necesidades tecnológicas. Veámoslo en un
ejemplo sencillo: “Una vez adquirido un bien de capital, por ejemplo un coche, tiene
que cargar con él. No importa que ya no le ilusione tenerlo en propiedad, la empresa
financiera seguirá esperando su pago mensual. Por contrario, si alquila un coche,
su compromiso con él se reducirá al periodo que desee utilizarlo y, una vez que
haya pagado por su uso, no supone más obligaciones financieras”.
La decisión de seleccionar OPEX en lugar de CAPEX (o viceversa) como forma de
reconocer el gasto en tecnología debe basarse en un mejor entendimiento del papel
que desempeñan los gastos de capital dentro de su empresa. Muchas
organizaciones tienen limitaciones en cuanto al importe de gastos de capital al que
pueden acceder. Como la inversión en capital es limitada, las organizaciones
normalmente prefieren dirigir sus inversiones hacia actividades que generen
ingresos. Es por ello que muchas organizaciones prefieren el arrendamiento a la
adquisición: no quieren inmovilizar un capital valioso.
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No es difícil comprender por qué una iniciativa que promete reducir la inversión en
capital y transformarla en un gasto de explotación sin complicaciones resultaría
extremadamente atractiva para la dirección ejecutiva. Los gastos de explotación le
permiten a su empresa:
• Cultivar una mentalidad de gasto a corto plazo que acelere el proceso de
confección del presupuesto.
• Crear nuevas oportunidades de inversión en el negocio, al no estar lastrada
por grandes gastos iniciales.
• Ampliar los movimientos de efectivo.
• Pagar únicamente por la capacidad que se necesita en el momento e ir
ampliando según cambien las necesidades.
9 PIB del Sector de Hidrocarburos
El gráfico refleja que en el periodo 1990‐1997, el PIB del sector de hidrocarburos
participó en promedio con el 5,46%, de 1998‐2004 con el 5,48% y en el período
2005‐2008 con el 7,87%. La evolución de la participación en el PIB a partir de las
reformas de 2005 revela un crecimiento importante en el peso del sector sobre la
economía, que se encuentra íntimamente ligado con el incremento significativo del
precio internacional del barril de petróleo.
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10 Inversiones en Hidrocarburos
La evaluación de la inversión en el sector de hidrocarburos se la hace normalmente
para el Upstream porque es mucho más significativa que en Downstream y es la
que tiene efectos sobre la producción y las reservas.
En el anterior gráfico se puede observar que la inversión en exploración y
explotación tuvo un importante crecimiento, a partir de 1995, llegando a niveles muy
superiores a los registrados bajo la administración de YPFB, en años anteriores. Sin
embargo a partir del año 2000 las inversiones disminuyeron significativamente. Esto
se debe fundamentalmente a que el proyecto de exportación estaba consolidado y
la capacidad de producción era suficiente para satisfacer la demanda en ese
entonces. En los años siguientes, la inversión se vio afectada por las expectativas
políticas en el sector, no obstante, según información de YPFB, en el 2008 la
inversión en el upstream registró un incremento igual a 86,4% respecto a 2007,
pasando de 149,5 a 278,7 millones de dólares. A pesar de esta aparente
recuperación entre 2007 y 2008, en general el nivel de inversión continúa siendo
bajo, situación que además, según la Cámara Nacional de Industrias (CNI) y el
Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE), se demuestra a partir de la
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perforación de únicamente 4 pozos (dos de desarrollo: Kanata en Cochabamba y
Percheles 1003 en Santa Cruz, y dos exploratorios: Ingre X‐1 en Chuquisaca y Río
Seco X‐1D en Santa Cruz) en comparación al número de pozos perforados en
Colombia (82), Perú (153) y Argentina (1.105)11. Entre los factores que atenuaron
la búsqueda de reservas, se pueden citar, la falta de mercados para gas natural y
la existencia de líquidos libres, entre otras.
Una vez descrito el sector que tomará participación en ésta investigación, se puede
afirmar que existe una clara dependencia de la inversión de las empresas
transnacionales y que por hecho histórico se cuenta con dos Página 6 estructuras
importantes para el análisis propuesto, una estructura de mercado liberal (2000-
2005) y otra de procesos nacionalizadores (2005-2010) el cual recae como
problemática la participación del Estado en atracción de mayores cargas impositivas
en ambas estructuras, sobre la cual recae la siguiente problemática: “La
dependencia contractual que genera la renta petrolera, provoca una pugna por dicha
renta estado vs empresas inversoras “ Esta problemática propuesta se tomará como
punto de partida para realizar un diagnostico de las estructuras de la privatización y
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la nacionalización; ligada al marco teórico escogido para la consolidación del
análisis práctico, ya sea de las leyes, de las experiencias de análisis de las cargas
impositivas como también la propuesta del análisis The Govermen Take de este
sector. Al mismo tiempo está relacionada con la caracterización y el comportamiento
de la cadena productiva hidrocarburífera boliviana, comparando su comportamiento
contractual que tiene el estado boliviano con las empresas inversoras, que por
mutuo acuerdo quedan el precio de exportación del producto final y posteriormente
una pugna por las empresas inversoras extranjeras y el derecho propietario que
mantiene el estado boliviano a través de la estatal YPFB.
11 Mapa de Gasoductos
30
12 Mapa de Oleoductos
31
13 Poliductos
32
14 Bibliografía
• Ley de hidrocarburos (3058)
• Norma Contable 9
• Decreto Supremo N° 28223
• Decreto Supremo N° 3278
• http://www.anh.gov.co/portalregionalizacion/Paginas/LA-CADENA-DEL-
SECTOR-HIDROCARBUROS.aspx
• repositorio.umsa.bo
• www.energypress.com.bo
• www.ypfb.gob.bo
• www.energyst.com