La participación estatal en la renta petrolera



Oscar Vanegas Angarita, Ing. de Petróleos. Prof. UIS. Director del Centro de Altos Estudios Minero-energéticos. Política Petrolera, 02 y 09 de octubre de 2010

I

En cualquier país se conoce como renta petrolera la suma de: las compensaciones (contraprestación económica pactada con la compañía encargada de la exploración y depende del área asignada), las regalías (contraprestación económica que se recibe durante la explotación y depende del volumen producido y del precio de venta después de restar el transporte hasta refinería o puerto), el impuesto a la renta (liquidado sobre la ganancia operacional de la compañía), el impuesto por transporte, el impuesto de industria y comercio (aplicado principalmente a la comercialización de los derivados del petróleo y gas), el impuesto o regalía por refinación, el impuesto de remesa (aplicado a los dividendos sacados del país por las compañías extranjeras), la participación en la producción (recibida por la empresa Estatal o los entes territoriales), los bonos especiales (aplicados en caso de guerra, desastres naturales o por precios altos en la venta del hidrocarburo) y la ganancia neta después de impuestos del contratista o empresa operadora. Esta ganancia neta la obtiene la compañía después de restar a sus ingresos los costos de extracción, tratamiento, transporte, amortización de la inversión en exploración, depreciación por inversiones en activos para la producción y el impuesto a la renta.
En el caso Colombiano, con el sistema de contratación actual, que es el más benévolo de Latinoamérica para las compañías inversionistas, la renta petrolera comprende la suma de las compensaciones por uso del subsuelo, las regalías, un bono como derecho por precios altos, los impuestos a la renta, al transporte, y la ganancia neta del contratista. Aunque existe impuesto o regalía por refinación e impuesto de industria y comercio por la venta de sus derivados, no se tienen en cuenta por ser operaciones downstream (refinación, petroquímica y comercialización de derivados), cuasi-monopolio del Estado. Esto quiere decir que para calcular nuestra renta petrolera se tienen en cuenta únicamente las operaciones upstream (exploración, explotación y transporte). Aquí en Colombia no hay participación de la producción, ni impuesto de remesa. Esta renta petrolera, según la Agencia Nacional de Hidrocarburos –ANH, es del 50%; o sea que de un barril producido, el 50% es renta petrolera. De esta renta petrolera, el 42% es para el Estado (el 21% de un barril producido), representado en impuestos netos (después de alivios tributarios), regalías, derechos del subsuelo y el derecho a precios altos. En una próxima columna detallaré esta participación estatal (state take).
Las compensaciones (derechos económicos por el uso del subsuelo que recibe la ANH) oscilan, dependiendo de la ubicación y área del bloque, entre 0,25 y 1.5 US$ por hectárea, pagadas durante la exploración desde la segunda fase, y 0.1 US$ por barril de petróleo ó 0,01 US$ por millón de BTU si es gas, durante la etapa de producción.
Las regalías (se dividen en dos clases así: las directas recibidas por los entes territoriales productores y los puertos, y las indirectas recibidas el Fondo Nacional de Regalías –FNR), son flexibles y sensibles a los diferentes niveles de producción de los campos. Las regalías son del 8% para campos que produzcan hasta 5.000 Barriles de Petróleo por día –BPD (5.700 pies cúbicos de gas equivalen a un barril de petróleo); para producciones entre 5.001 BPD y hasta 125.000 BPD varía en línea recta entre el 8% y el 20%; para producciones desde 125.001 BPD hasta 400.000 BPD el 20%; para producciones entre 400.001 BPD y 600.000 BPD varía en línea recta entre el 20% y el 25%; y para producciones mayores o iguales a 600.001 BPD el 25%. Realmente oscilanentre el 4.8% y el 25% porque existe un descuento del 25% si el petróleo es pesado (menor o igual a 15 °API) y, en el caso del gas, 20% de descuento si es continental ó 40% si es costafuera. En promedio, como lo veremos con un ejemplo en la próxima columna, es del 11%, porque se liquida por la producción de cada campo y no por la producción total del contrato. Las regalías directas las recibe en especie la ANH según la liquidación del Ministerio de Minas y las paga en dinero a los entes territoriales después de descontar los costos de transporte a refinería o puerto y los descuentos para el Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera –FAEP, para el Fondo Nacional de Pensiones de las Entidades Territoriales –FONPET, el cual es del 5%, y el 1% para interventorías.
En la próxima columna describo los derechos por precios altos y el impuesto a la renta. Así mismo, examinaremos con un ejemplo, cuánto de un barril producido llega a inversión social en un municipio productor.

II

Algunos opinan que este tema es de compleja comprensión y que es exclusivo para ingenieros de petróleos. Todo lo contrario, es un tema no técnico sino legal y económico, donde quienes lo dominan son los abogados y economistas. Sin embargo, es un deber de cualquier ciudadano, con algún grado de educación, estar enterado de los mínimos detalles y conocerlos por cultura general, pues los hidrocarburos representan el primer renglón de la economía nacional desde hace 20 años.
En Colombia la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH, es quien administra las áreas (mapa de tierras) para la exploración y explotación de petróleo y gas a lo largo y ancho del país, incluidas las cuencas marítimas. Quien desee buscar oro negro debe solicitar el área en forma directa o participar en los procesos de adjudicación por licitación o subasta que ofrece la Agencia, con quien debe firmar un contrato (concesión moderna) en caso de resultar beneficiado.
Bajo este esquema, si se excluye a Ecopetrol S.A y se analiza únicamente para inversionistas privados, la renta petrolera se limita a cinco variables que ocurren durante la etapa de explotación (upstream): las compensaciones recibidas por el gobierno nacional a través de la ANH (0.1 US$ por barril de petróleo ó 0,01 US$ por millón de BTU si es gas), las regalías (11% en promedio) una parte recibida directamente por las entidades territoriales y otra por el gobierno nacional a través del Fondo Nacional de Regalías -FNR, el impuesto a la renta recibido por el gobierno nacional a través de la DIAN (34.5% de la renta líquida gravable del inversionista), los derechos por precios altos (30% del excedente sobre el precio base) recibidos por el gobierno nacional a través de ANH, y la ganancia neta del inversionista. En la columna anterior expuse lo referente a las compensaciones económicas que se reciben durante la exploración y explotación, y la liquidación de las regalías según el tipo de hidrocarburo y los volúmenes producidos. Los derechos por precios altos se reciben cuando la producción acumulada supera los 5 millones de barriles y si el precio internacional WTI es superior a 35 US$/barril (precio base). Esto significa que si nuestro petróleo se vende en el mercado internacional a 80 US$/barril (caso Cusiana), el gobierno nacional recibe a través de la ANH el 30% de 45 (la diferencia entre 80 y 35), o sea 13.5 US$/barril. El impuesto a la renta es el 34.5% de la ganancia operacional del inversionista. Sin embargo, este ingreso es significativo a partir del sexto año de producción del campo, pues durante los primeros cinco años existen alivios y descuentos tributarios generados por las depreciaciones y amortizaciones de las inversiones realizadas durante las etapas de exploración y desarrollo del campo.
Según la ANH, la renta petrolera es el 50% de un barril; o dicho de otra forma, por cada 100 pesos que se obtengan de ingreso bruto, 50 pesos cubren los costos de exploración (amortización), desarrollo (depreciación), operación (costos de producción y tratamiento), transporte y abandono (fondo para remediar daños ambientales). De los 50 pesos que quedan como renta petrolera, el inversionista se queda con 29 pesos (58%) y el Estado con 21 pesos (42%). De esos 21 pesos 5.54 pesos son regalías, de los cuales 3.77 pesos le corresponden a los municipios y departamentos productores como regalías directas (el 18% de lo que recibe el Estado – STATE TAKE). O sea que el gobierno nacional se queda con el 82% del STATE TAKE. En resumen, a las regiones productoras de hidrocarburos les llega el 7,54% de la renta petrolera, al gobierno nacional el 34.46% y al inversionista el 58%.
Como podemos ver, es ridículo que el gobierno nacional pretenda raponarle a las entidades territoriales productoras de hidrocarburos esos 3.77 pesos que les llega por cada 100 pesos que se les extrae de sus entrañas. Espere en la próxima columna cuánto de un barril producido llega a inversión social en un municipio productor.
Tomado de moir.org.co

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