Informe hidrocarburos: Modelo Peruano

Informe sobre la Carga Fiscal en el Sector Hidrocarburos

Arturo Vásquez Cordano, Ph.D.

SERVICIO DE CONSULTORÍA Y ASESORAMIENTO EVALUACIÓN ECONÓMICA “ANÁLISIS DE LA REALIDAD PERUANA DEL SECTOR HIDROCARBUROS EN LOS ÚLTIMOS 20 AÑOS, QUE PERMITA CONOCER LOS ALCANCES, CONSECUENCIAS, LOGROS, PRINCIPALES ACTORES Y LAS PERSPECTIVAS QUE PARA EL PAÍS IMPLICA LA REALIDAD DEL SECTOR HIDROCARBUROS HOY”

INFORME FINAL

Versión 2.0

Arturo Vásquez Cordano, Ph.D. Consultor Experto en Hidrocarburos

Lima, Perú. 16 de mayo de 2021

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Tabla de Contenido Resumen Ejecutivo y Conclusiones del Informe............................................................................ 5 1

Introducción .......................................................................................................................... 7

2

Descripción de los cambios legales y contractuales desde 1993 .......................................... 8

3 Resultado del cambio de modelo de gestión del sector hidrocarburos en el Perú a inicios de los años de 1990 ....................................................................................................................... 9

4

3.1

Número de Contratos Suscritos .................................................................................... 9

3.2

Producción de Hidrocarburos ...................................................................................... 11

3.3

Exportaciones y Consumo Interno de Hidrocarburos.................................................. 12

3.4

Inversiones en Exploración y Explotación de Hidrocarburos....................................... 14

Características y Resultados del Nuevo Modelo Peruano ................................................... 15 4.1

Atributos del Nuevo Modelo Peruano de Gestión del Sector Hidrocarburos ............. 16

4.2

Garantías Estatales para fomentar la Inversión Privada en Hidrocarburos................. 16

4.3

Marco Tributario aplicable al Sector Hidrocarburos Peruano ..................................... 18

4.3.1

Regalías................................................................................................................ 18

4.3.2

Tributos Internos ................................................................................................. 19

4.4

Carga Fiscal para el Sector Hidrocarburos: Determinación del Government’s Take ... 21

4.4.1

Determinación de la Carga Fiscal para Proyecto de Petróleo y Gas Natural ....... 22

4.4.2

Carga Fiscal comparada para el sector hidrocarburos a nivel de Latinoamérica 24

5 Beneficios generados por el Nuevo Modelo Peruano de Gestión del Sector de Hidrocarburos ............................................................................................................................. 27 5.1

Contribución del Sector Hidrocarburos a los Gobiernos Subnacionales ..................... 27

5.2

Creación de Puestos de Trabajo en el Sector Hidrocarburos ...................................... 29

5.3

Efecto en los Precios Internos ..................................................................................... 30

5.4

Rol de los Hidrocarburos en la Matriz Energética del Perú ......................................... 31

5.4.1

Evolución de la Estructura de la Matriz Energética del Sector Eléctrico ............. 31

5.4.2

Consumo Final de Energía ................................................................................... 32

6

Institucionalidad: Supervisión y Fiscalización ...................................................................... 33

7

Oportunidades de Mejora ................................................................................................... 36 7.1 Breve descripción de la crisis del 2014 y la crisis del COVID-19 y su impacto en el Mercado de Hidrocarburos Peruano ....................................................................................... 37 7.2

Retos del Sector y Recomendaciones de Mejora ........................................................ 37

8

Referencias .......................................................................................................................... 39

9

Anexo: Modelo Económico para determinar la Carga Fiscal en el Sector Hidrocarburos ... 40

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Lista de Tablas Tabla 4-1: Tributación General Aplicable al Sector de Hidrocarburos - Regalías y Otros Impuestos .................................................................................................................................... 20 Tabla 5-1: Financiamiento del canon petrolero y gasífero .......................................................... 27 Tabla 5-2: Estructura porcentual general para la distribución del canon petrolero y gasífero ... 28 Tabla 5-3: Distribución específica del canon y sobrecanon petrolero por región ....................... 28

Lista de Figuras Figura 2-1: Modelos de Gestión del Sector Hidrocarburos antes y después de 1993 ................... 8 Figura 3-1: Contratos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos suscritos luego de 1993 10 Figura 3-2: Estructura de la Cadena de Suministro y Distribución de Gas Natural en el Perú .... 11 Figura 3-3: Producción de Petróleo y Líquidos de Gas Natural en el Perú .................................. 11 Figura 3-4: Producción de Gas Natural Seco ............................................................................... 12 Figura 3-5: Valor de las Exportaciones de Hidrocarburos ........................................................... 13 Figura 3-6: Ventas de Derivados del Petróleo en el Mercado Interno Peruano.......................... 13 Figura 3-7: Consumo Interno de Gas Natural por Segmentos de Demanda ............................... 14 Figura 3-8: Inversiones en el Sector Hidrocarburos .................................................................... 15 Figura 4-1: Modelos Contractuales para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos y las Concesiones en el Segmento Downstream promovidos por el Nuevo Modelo Peruano ........... 16 Figura 4-2: Garantías Estatales para Promover la Inversión Privada en Hidrocarburos .............. 18 Figura 4-3: Esquema General de Regalías para el Sector Hidrocarburos en el Perú ................... 18 Figura 4-4: Regalías pagadas por el Sector Hidrocarburos Peruano ........................................... 19 Figura 4-5: Tributos Internos pagados por las Empresas del Sector Hidrocarburos ................... 21 Figura 4-6: Determinación de la Carga Fiscal para un Proyecto Petrolero con un Esquema de Regalías que varía entre 5% y 20% del valor de la producción fiscalizada en el Perú ................. 23 Figura 4-7: Determinación de la Carga Fiscal para un Proyecto de Gas Natural con un Esquema de Regalías que varía entre 30% y 42% del valor de la producción fiscalizada en el Perú .......... 24 Figura 4-8: Comparación Internacional -Bechmarking- a nivel Latinoamericano sobre la determinación de la Carga Fiscal – Government’s take – para el Sector Hidrocarburos ............ 25 Figura 5-1: Evolución de la distribución del canon petrolero y gasífero entre 1991 y el 2020 ... 29 Figura 5-2: Impacto Microeconómico del Sector Hidrocarburos: Multiplicadores de Empleo ... 30 Figura 5-3: Ahorro generado por el uso del GLP Vehicular en el Perú ........................................ 30 Figura 5-4: Producción de Energía por Recurso Energético ........................................................ 31 Figura 5-5: Consumo Final de Energía por tipo de Fuente Energética ........................................ 32 Figura 6-1: Diferentes intervenciones del Estado Peruano en el Mercado de Hidrocarburos .... 34 Figura 6-2: Aspectos claves de la intervención regulatoria del Estado en el Mercado de Hidrocarburos ............................................................................................................................. 35 Figura 6-3: Regulación del Mercado de los Hidrocarburos. Monitoreo de Riesgos y Supervisión de Precios .................................................................................................................................... 35 Figura 7-1: Recomendaciones para una Reforma del Esquema de Contratación Petrolera y el Sistemas de Regalías Peruano ..................................................................................................... 38

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INFORME TÉCNICO Análisis de la realidad peruana del sector hidrocarburos en los últimos 20 años, que permita conocer los alcances, consecuencias, logros, principales actores y las perspectivas que para el país implica la realidad del sector hidrocarburos hoy

Resumen Ejecutivo y Conclusiones del Informe

La reforma institucional del sector hidrocarburos que inició con la promulgación de la “Ley Orgánica de Hidrocarburos” en 1993 y el proceso de privatización de los activos de PETROPERU, ayudaron a mejorar el marco jurídico e institucional para incentivar la inversión privada en el sector.

Adicionalmente, con las garantías que otorgó el estado a través de la Constitución y la Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada, se consolidó el marco jurídico para otorgar un rango de Ley a los contratos de concesión entre el Estado y los contratistas petroleros privados. Con ello, se buscó otorgar seguridad regulatoria y jurídica a los inversionistas, asegurándoles que no se les cambiará las reglas de juego de forma unilateral.

Además, el cambio constitucional en conjunto con la reforma institucional en el sector de hidrocarburos a inicios de la década de 1990 logró gatillar la inversión millonaria del Proyecto Camisea. El gas natural comenzó a cobrar notoriedad desde el año 2004, cuando empezó a entrar en marcha el Proyecto Camisea, incrementando exponencialmente la producción de este combustible y consolidándose como uno de los más usados en diversas actividades económicas.

El consumo de gas natural para la generación eléctrica se incrementó de manera progresiva desde el año 2004 hasta la actualidad, debido a que tiene el rol de respaldo del sistema eléctrico, siendo más barato y menos contaminante que otros combustibles como el diésel. En los últimos años más del 40% de la producción de energía eléctrica proviene del gas natural.

Con los cambios en el modelo de gestión del sector hidrocarburos del año 1993, y con los posteriores booms de los precios internacionales, se incrementaron los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos desde el año 2000. Asimismo, se incrementó la producción juntamente con la exportación de hidrocarburos hasta el año 2014, cuando los precios internacionales del petróleo comenzaron a experimentar una fuerte contracción.

El sector hidrocarburos tiene impactos significativos sobre la economía peruana, no solo a través de la inversión privada (la cual asciende en valor acumulado a US$ 18,315 millones entre 1995 y el 2020), sino también a través de las regalías y la recaudación de impuestos a la renta de tercera categoría, donde recaudo más de S/ 54,030 millones y S/ 45,147 millones, respectivamente. En total, el aporte fiscal del sector hidrocarburos ascendió entre el año 2002 y el 2020 a cerca de S/. 100,000 millones.

Adicionalmente, el sector hidrocarburos genera montos significativos de recursos fiscales para los gobiernos locales y regionales a través del mecanismo del canon y sobre canon petrolero y Página 4 de 42

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gasífero. Desde 1991 hasta el 2020 se han redistribuido alrededor de S/ 47,120 millones a las regiones para la inversión en centros educativos, centros de salud, asfaltado de carreteras entre otras inversiones en infraestructura pública.

Entre los beneficios microeconómicos que ha traído el sector, se puede identificar la creación de empleo. Por cada S/ 52,000 de demanda por inversiones en el sector hidrocarburos, se podrían crear 3 empleos: 1 directo e 2 indirectos El sector de hidrocarburos cuenta con una carga tributaria que consiste en la aplicación del impuesto a la renta, regalías petroleras y gasíferas, IGV, ISC, impuestos a los activos netos y a los dividendos, así como los aportes por regulación. Todos estos impuestos generan lo que se conoce como carga fiscal (o government‘s take – GT) que representa a la parte que captura el Gobierno Peruano de la renta económica real generada por una inversión petrolera o gasífera durante la vida de un proyecto de hidrocarburos.

De acuerdo con Davis & Smith (2020) y el BID, el GT sobre el total de las rentas del proyecto alcanza un promedio que supera el 50% en todos los proyectos de petróleo de 13 países de la región LATAM. Esta conclusión es verdaderamente importante considerando que los GT más altos, por lo general, son los que provocan las distorsiones de mayor magnitud y, comoresultado, son los menos efectivos.

En el caso del Perú, la carga fiscal para el subsector petrolero varía entre 45% y 67.2% para tasas de regalías que varían entre el 5% y el 20%, respectivamente. Por otro lado, la carga fiscal para el subsector de gas natural fluctúa entre 67.7% y casi 80% para tasas de regalías gasíferas que varían entre el 30% y 42%. En el caso del Lote 88 de Camisea, el GT asciende a 75%.

A nivel comparativo en la región de Latinoamérica (LATAM), los regímenes fiscales en materia de petróleo y gas natural tienden a generar mayores distorsiones debido a que cuentan con más regalías, la forma impositiva más distorsionante según el BID. La carga fiscal mediana en la región asciende a 80% de las rentas reales de los proyectos petroleros y gasíferos. Ello quiere decir que en la región LATAM, aproximadamente el 80% de las rentas petroleras son apropiadas por los estados nacionales, mientras que solo el 20% de estas rentas se las quedan los inversionistas privados.

De acuerdo con la recomendación de Davis & Smith (2020), la mejor forma de reducir las distorsiones es reducir los impuestos más distorsionantes como las regalías y utilizar los impuestos a la renta como se realiza en Guyana, país que es reconocido como uno de lo que mejores prácticas fiscales aplican al sector de hidrocarburos.

Evaluando sensibilidades del GT respecto a la tasa de regalías en el Perú, se encontró que, para el sector petrolero, un cambio de 1% en las regalías incrementa 0.83% el GT. En el caso del sector gasífero, un cambio de 1% en las regalías incrementa 0.82% el GT.

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1 Introducción 1. En este Informe se desarrollará un análisis económico del sector hidrocarburos peruano en los últimos 20 años, que permita conocer los alcances, consecuencias, logros, principales actores y las perspectivas que para el país implica la realidad del sector hidrocarburos a la fecha. Además, se desarrollará un análisis de la carga fiscal (o más conocida en la literatura como el government’s take) aplicable a los proyecto gasíferos y petroleros tanto de Perú como de la región Latinoamericana (LATAM), a fin de comparar el efecto de esta carga sobre la economía de los proyectos de hidrocarburos en diferentes jurisdicciones en la región.

2. En la Sección 2 de este Informe Técnico se llevará a cabo una descripción y evaluación de los cambios legales y contractuales realizados en el Perú desde 1993 con la introducción de la nueva Constitución Política y la Ley Orgánica de Hidrocarburos que permitió definir un “Nuevo Modelo de Gestión del Sector Hidrocarburos” en el país. Luego, en la Sección 3 se mostrarán los resultados económicos de este Nuevo Modelo en términos de la atracción de inversiones, así como de sus beneficios para la economía peruana. Posteriormente, en la Sección 4 se explica las características del Nuevo Modelo, y se analiza la carga fiscal aplicable a los campos petroleros y gasíferos y Perú. Los resultados de este ejercicio son comparados con un análisis de benchmarking del government’s take a nivel de la región LATAM, a fin de demostrar que la carga en el fiscal en el Perú es tan alta como la hallada en otros países de la región. En promedio, la carga fiscal en el Perú varía entre 57% y casi 68%, alcanzando un pico de 90% para un campo petrolero con una regalía del 35% sobre el valor bruto de la producción de hidrocarburos fiscalizada en boca de pozo.

3. A continuación, en la Sección 5 se muestran los beneficios del modelo en términos de recaudación fiscal, regalías, así como recursos del canon y sobrecanon petrolero y gasífero distribuidos a las regiones. Asimismo, se muestra los beneficios generados por el Nuevo Modelo para la matriz energética peruana. Posteriormente, en la Sección 6 se explica la institucionalidad regulatoria aplicable al sector hidrocarburos peruano. Finalmente, se finaliza este Informe Técnico con una explicación de las oportunidades de mejora al modelo, así como unas recomendaciones para su adaptación al nuevo contexto del mercado internacional de los hidrocarburos.

[SECCIÓN DEJADA INTENCIONALMENTE EN BLANCO]

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2 Descripción de los cambios legales y contractuales desde 1993 4. Tras el golpe militar del año 1968, se implementó un modelo estatista para la gestión del sector de hidrocarburos. A mediados de 1969, el Gobierno Militar del General Velasco Alvarado creó la empresa estatal Petroperú, quien se encargó de la gestión empresarial del Estado en la industria y comercio del petróleo e hidrocarburos y sus derivados.

5. Previo al año 1990, la empresa estatal Petroperú tenía el monopolio en las actividades de refinación, transporte, petroquímica básica y comercialización mayorista de derivados del petróleo en el mercado interno. Sin embargo, en las actividades de exploración y explotación de petróleo, estaban abiertas a la inversión privada (destacando la participación de la Occidental Petroleum Company, Shell, Belco, Oxy-Bridas y la Mobil Co.). La Figura 2-1 ilustra la evolución temporal de los modelos de gestión del sector hidrocarburos imperantes en el Perú antes y después de 1993.

Figura 2-1: Modelos de Gestión del Sector Hidrocarburos antes y después de 1993

Elaboración: Propia.

6. Asimismo, a partir de 1992, el Estado inició el proceso de privatización de Petroperú. Esta empresa había terminado casi en la quiebra debido al intervencionismo estatal y los subsidios a los precios de los combustibles que se implantaron en el gobierno de García en los años de 1980. El Estado, para equilibrar el déficit fiscal, decidió vender los activos de esta empresa que iban desde estaciones de servicios hasta la refinería La Pampilla y diversos campos de producción de petróleo.

7. Desde 1993, se observó un cambio de modelo de gestión del sector hidrocarburos hacia el libre mercado, el cual fue promovido por la nueva Constitución Política del Perú en su Título III sobre el “Régimen Económico”, especialmente en su artículos 58º (sobre economía social de mercado), 59º (sobre la libertad de empresa), 60º (sobre el pluralismo económico y el rol subsidiario del Estado), 61º (sobre la libre competencia), 62º (sobre la libre contratación y la garantía de los contratos-ley para prevenir las expropiaciones oportunistas), 63º (sobre el tratamiento igualitaria a los inversionistas nacionales y extranjeros) y 64º (sobre libre disposición de divisas).

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8. La reforma institucional del sector hidrocarburos empezó con la promulgación de la Ley No 26221, “Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH)”, en el año 1993 que produjo modificaciones en todos los segmentos de la cadena de producción de hidrocarburos, para incentivar la inversión extranjera directa y promover la libre competencia y libertad de empresa. La LOH instauró un nuevo modelo gestión del sector hidrocarburos y permitió la suscripción de muchos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos. La LOH se complementó con la Ley N° 27133, “Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural” (c) y sus reglamentos que permitieron impulsar el desarrollo de las diferentes etapas de la cadena del gas natural e hizo posible la suscripción del Contrato de Licencia del Lote 88 (Proyecto Camisea).

9. Adicionalmente, se fortaleció el marco institucional del sector creando al regulador del sector, Osinergmin, en el año 1996 mediante la Ley N° 26734. Desde el año 2000, se actualizó la LOH mediante la Ley N° 27377, que flexibilizó las exigencias a los contratistas en la fase de exploración para incentivar la inversión en esta fase. Posteriormente, se volvió a modificar la LOH mediante la Ley N° 27624 para establecer la devolución del IGV en las operaciones directamente relacionadas a la actividad de exploración, y el fortalecimiento de la estabilidad tributaria y jurídica en los contratos. Todas estas modificaciones se realizaronpara promover la inversión privada en el sector hidrocarburos.

3 Resultado del cambio de modelo de gestión del sector hidrocarburos en el Perú a inicios de los años de 1990 10. El marco normativo del sector hidrocarburos estableció el “Nuevo Modelo Peruano de la Gestión del Sector Hidrocarburos” (en adelante, el Nuevo Modelo peruano) desde la promulgación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos en el año 1993 (Ley No 26221), lo cual permitió la suscripción de varios contratos de licencia de exploración y explotación de petróleo. Además, la LPDIGN hizo factible la suscripción del Contrato de Licencia del Lote 88 (Proyecto Camisea), como se explicó en la sección anterior.

11. Con el nuevo marco normativo promotor sustentado en la LOH y la LPDIGN, así como las garantías del Estado para asegurar la estabilidad jurídica y respetar los estipulado en los contratos sin cambiar las reglas de juego, los contratos para explorar y explotar los recursos del sector hidrocarburos se incrementaron dramáticamente desde el año 2000.

Adicionalmente, el buen entorno económico del país y los buenos niveles de precios internacionales favorecieron el incremento de la inversión en el sector.

3.1 Número de Contratos Suscritos

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12. La Figura 3-1 muestra la evolución de los contratos de exploración y explotación suscritos entre el Estado Peruano y diferentes contratistas desde 1995 hasta el año 2021. La introducción del Nuevo Modelo Peruano de Gestión del Sector Hidrocarburos permitió aprovechar el boom de los precios del petróleo, logrando incrementar a 66 los contratos de exploración de hidrocarburos en el año 2010 y permitir la suscripción de 24 contratos de explotación de petróleo y gas natural. Esta cifra fue reduciéndose a partir del 2013 con el fin del boom del petróleo y la escalada de conflictos sociales en las zonas productoras. La pandemia del COVID-19 ha generado mucha incertidumbre en los inversionistas petroleros, lo cual ha dejado estancada la suscripción de nuevo contratos de hidrocarburos.

Figura 3-1: Contratos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos suscritos luego de 1993

Fuente: MINEM. Información a febrero del 2021. Elaboración: Propia.

13. El inicio de la operación comercial del gas natural de Camisea se realizó el 20 de agosto del año 2004, lo cual constituyó uno de los logros más importantes del desarrollo del Nuevo Modelo Peruano. Este hito se alcanzó gracias a que cada uno de los eslabones que conforman la cadena del gas natural estuvo operativo de acuerdo con lo previsto en los respectivos contratos. La mencionada puesta en operación comercial tomó más de 25 años desde su descubrimiento, desde el año 1981 al 2004 (Tamayo, Vásquez, Salvador, & García, 2014). Con el Nuevo Modelo Peruano, se logró gatillar una inversión millonaria para el desarrollo de la industria de gas natural que abarca el suministro de gas desde el Lote 88 (operado por Pluspetrol), el transporte vía un ducto principal (operador por TGP) y la distribución de gas natural en Lima y Callao (que es operada por Calidda). La Figura 3-2 sintetiza la cadena de valor de la industria del gas natural en el Perú que fue desarrollada gracias al Nuevo Modelo Peruano. La principal fuente de demanda de gas natural en el Perú es la generación termoeléctrica, la cual ha permitido que este negocio haya alcanzado su autosostenibilidad económica.

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Figura 3-2: Estructura de la Cadena de Suministro y Distribución de Gas Natural en el Perú

Fuente: Vásquez et al. (2014). Elaboración: Dirección de Investigación – EPG GĚRENS.

3.2 Producción de Hidrocarburos 14. La Figura 3-3 muestra la evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en el Perú desde 1990 hasta el año 2020. Con la importante inversión privada comprometida en el sector hidrocarburos gracias al Nuevo Modelo Peruano, y en especial en la industria de gas natural, la producción de líquidos de gas natural (LGN) empezó a incrementarse a partir del año 2000, compensando la declinación de la producción de petróleo que empezó a reducirse a partir de ese mismo año. La producción de hidrocarburos líquidos alcanzo un pico en el año 2014 con 63 millones de barriles producidos. Luego del fin del boom del precio del petróleo, la producción de hidrocarburos líquidos se contrajo hasta la crisis de la pandemia del COVID-19 en donde esta producción se contrajo debido a las medidas sanitarias de cuarentena y distanciamiento social. En la Figura 3-3 el efecto del cambio en el marco normativo se efectiviza en producción de hidrocarburos posteriormente a la promulgación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos debido al proceso de maduración de este de las inversiones en exploración y explotación de petróleo y gas natural.

Figura 3-3: Producción de Petróleo y Líquidos de Gas Natural en el Perú

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Fuente: INEI. Elaboración: Propia. * MMBLS: Millones de barriles.

15. Por otro lado, la Figura 3-4 ilustra la evolución de la producción de gas natural seco. Luego de la entrada en operación comercial del Proyecto Camisea en el 2004, la producción del gas natural seco se incrementó exponencialmente hasta el año 2016. En los años posteriores, los precios del gas natural se redujeron internacional; por ello, la producción disminuyó para la exportación hasta el año 2020 cuando empezó la pandemia del COVID- 19.

Figura 3-4: Producción de Gas Natural Seco

Fuente: MINEM. Elaboración: Propia. * MMPCD: Millones de pies cúbicos por día.

3.3 Exportaciones y Consumo Interno de Hidrocarburos

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16. Las exportaciones de hidrocarburos se sustentan principalmente en la venta de petróleo y sus derivado, las cuales se incrementaron desde el boom del precio del petróleo a partir del año 2005. Con la entrada al mercado del proyecto de exportación de gas natural licuado de Perú LNG, se inició la exportación de gas natural desde el año 2010, aunque en menores volúmenes en comparación al petróleo y sus derivados. Con la caída de los precios internacionales de los hidrocarburos desde el 2015, el valor de la exportación de estos productos se redujo considerablemente. La Figura 3-5 muestra la evolución del valor de las exportaciones totales de hidrocarburos en el Perú. Las exportaciones de gas natural licuado contribuyeron de manera importante en la última década a la obtención de significativas divisas para el país. El año 2013 se alcanzó el pico histórico de generación de exportaciones de hidrocarburos en las últimas dos décadas cuando el Perú logró exportar US$ 5,271 millones en pleno boom del precio del petróleo.

Figura 3-5: Valor de las Exportaciones de Hidrocarburos

Fuente: BCRP. Elaboración: Propia.

17. El consumo interno de los derivados del petróleo se incrementó sostenidamente desde el año 2004 en adelante, como consecuencia del crecimiento económico del país. Esto se debió principalmente debido a los mayores ingresos de los hogares que requieren de automóviles, y de las industrias que incrementaron su producción a causa del incremento del consumo local. Es evidente que, desde el 2004, existe una tendencia creciente de la demanda interna de derivados del petróleo. Ello evidencia el crecimiento de la clase media, el mayor uso de autos, así como el mayor uso de derivados del petróleo como el GLP en la cocción de alimentos. La demanda de derivados del petróleo creció desde 43 millones de barriles anuales en 1990 a unos 98 millones de barriles en el 2019 (véase la Figura 3-6).

Figura 3-6: Ventas de Derivados del Petróleo en el Mercado Interno Peruano

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Fuente: MINEM. Elaboración: Propia. * MMB: millones de barriles.

18. En la Figura 3-7 se puede observar el incremento sostenido del consumo de gas natural, principalmente para la generación eléctrica. El gas natural tiene el rol de combustible de respaldo para atender la demanda de energía eléctrica dado que es más barato y menos contaminante que otros combustibles derivados del petróleo como el diésel 2. El sector industrial también incrementó su consumo de gas natural sostenidamente para incrementar su producción ante el incremento del consumo interno de productos manufacturado.

19. El consumo del sector residencial está incrementándose a una menor tasa debido a las limitadas redes de distribución de gas natural que solo cubren a la fecha cuatro áreas de concesión (Lima y Callao, Ica, Norte y Sur Oeste). Se espera que el consumo de gas natural distribuido aumenta con la puesta en operación comercial de las concesiones de Piura y Tumbes en el norte del país.

Figura 3-7: Consumo Interno de Gas Natural por Segmentos de Demanda

Fuente: Osinergmin. Elaboración: Propia. * MMPCD: millones de pies cúbicos por día.

3.4 Inversiones en Exploración y Explotación de Hidrocarburos

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20. El buen clima de inversiones, el Nuevo Modelo Peruano de Gestión del Sector Hidrocarburos, el favorable entorno económico del país desde la década del 2000, y los buenos niveles del precio internacional del petróleo estimularon de manera dramática el incremento de las inversiones en el sector hidrocarburos. Durante los años del boom del precio del petróleo, la inversión en el sector llegó a representar cerca del 8.5% del total de las inversiones privadas en el país.

21. La Figura 3-8 ilustra la evolución desde el año 1995 hasta el año 2020 de las inversiones en el sector hidrocarburos. La inversión total en el sector tuvo un pico en el año 2008 cuanto su valor alcanzó los US$ 1,485 millones. La inversión en exploración se fue reduciendo desde el año 2010 debido a los problemas asociados a los conflictos sociales en las zonas productoras (cerca de 80 conflictos sociales según la Defensoría del Pueblo), el fin del boom del precio del petróleo, los sabotajes al Oleoducto Norperuano, la incertidumbre política que generó inestabilidad económica para las inversiones, la falta de modernización del esquema tributario del sector para adecuarlo a la “nueva normalidad” de los precios bajos del petróleo, la sobrerregulación técnica, laboral y ambiental que genera mayores costos de transacción para los inversionistas, y finalmente la pandemia del COVID-19 y el ciclo político electoral del 2021.

Figura 3-8: Inversiones en el Sector Hidrocarburos

Fuente: MINEM. Elaboración: Propia.

22. Cabe destacar que la inversión en explotación no se ha reducido drásticamente como si lo ha hecho la inversión en exploración puesto que esta inversión se requiere para sostener los campos de producción petrolera y gasífera a lo largo del tiempo. Por otrao parte, debe resaltarse que el Nuevo Modelo Peruano instituido en 1993 logró atraer al país US$ 18,315 millones de inversión durante el período entre los años de 1995 y el 2020, lo cual demuestra el éxito del modelo para consolidar el desarrollo del sector.

4 Características y Resultados del Nuevo Modelo Peruano Página 14 de 42

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4.1 Atributos del Nuevo Modelo Peruano de Gestión del Sector Hidrocarburos

23. Una de las características resaltantes de las reformas institucionales que trajo la aprobación de la Constitución Política de 1993 fue la promulgación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH), la cual instituyó el “Nuevo Modelo Peruano de Gestión del Sector Hidrocarburos” que se introdujo en la Sección 2. En este Nuevo Modelo Peruano se establecieron los modelos contractuales para la exploración y explotación de hidrocarburos en el segmento upstream (río arriba), el esquema para la promoción del desarrollo del segmento midstream (río medio, donde se encuentra el transporte y procesamiento primario de hidrocarburos), así como el marco económico para el segmento downstream (río abajo, que incorpora el refino, el almacenamiento, así como la comercialización mayorista y minorista de combustibles). La LOH estableció que los hidrocarburos in situ son propiedad del Estado, quien otorga a PERUPETRO S.A. (una empresa estatal) el derecho de propiedad sobre los hidrocarburos extraídos para poder celebrar contratos de exploración y explotación de estos en representación del Estado.

24. En el caso de las actividades de exploración y explotación, se han definido contratos de licencia y servicios. Los primeros se refieren a una transferencia del derecho de propiedad de los hidrocarburos extraído en favor de los licenciatarios, por lo que debe pagar una regalía al Estado. En el segundo caso, el contrato de servicios se refiere al pago de una retribución por la producción efectuada por el “operador calificado” contratada por el Estado para operar los lotes de hidrocarburos. Además, los plazos difieren en cada actividad. La exploración tiene un periodo máximo de 7 años, que puede, de forma justificada, ser prorrogado por 3 años más; mientras que la explotación, es entre 30 y 40 años como máximo, restando la fase de exploración, según el tipo de hidrocarburo.

Figura 4-1: Modelos Contractuales para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos y las Concesiones en el Segmento Downstream promovidos por el Nuevo Modelo Peruano

Fuente: Vásquez et al. (2015). Elaboración: Propia.

4.2 Garantías Estatales para fomentar la Inversión Privada en Hidrocarburos

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25. En un país como el Perú, con un pasado reciente (previo al año 2000) lleno de incertidumbre política y crisis económico donde no se respetaba la propiedad privada y se tenía un enfoque estatista de los medios de producción, los “Contratos Ley” adquirieron una importancia vital para atraer inversiones, otorgando una cierta garantía a que no se les cambiarán a los inversionistas nacionales y extranjeros las reglas de juego que podrían poner en riesgo sus inversiones.

26. El artículo 63º de la LOH establece que el Estado garantiza a los contratistas que los regímenes cambiarios y tributarios vigentes a la fecha de celebración del Contrato permanecerán inalterables durante la vigencia de éste, para efectos de cada contrato.

Adicionalmente, el BCRP garantizará la disponibilidad de divisas para que las empresas dispongan de sus divisas generadas en el país o en el extranjero.

27. Adicionalmente, el artículo 39º del Decreto Legislativo N° 757, “Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada”, establece que el Estado, siguiendo algunos ejemplos de la región, implementa una política agresiva de suscripción de convenios de estabilidad jurídica con los cuales se busca garantizar que las inversiones que se realizan en el país no se vean afectadas por cambios inesperados en algunos aspectos regulatorios ni por variaciones del régimen tributario aplicable a las inversiones en un momento dado del tiempo.

28. El marco jurídico aplicable al sector hidrocarburos se modificó con la Constitución de 1993, la LOH y la “Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada”, con la finalidad de otorgar seguridades a los inversionistas extranjeros para que los contratos de concesión no se vean expuestos por la inestabilidad económica y política del Perú de los años de 1980.

Por ello, les otorgaron a los contratistas petroleros y gasíferos contratos con cláusulas que los elevaban al nivel de normas de mayor jerarquía como las leyes, y que no pueden ser modificadas unilateralmente por alguna de las partes. Para realizar cualquier cambio en los contratos de hidrocarburos, se deben realizar adendas con la aprobación de ambas partes.

29. Finalmente, el artículo 62º de la Constitución Política del Perú de 1993 establece que mediante “contratos-ley”, el Estado puede establecer garantías y otorgar seguridades, que no pueden ser modificados legislativamente. Adicionalmente, el artículo 70º reconoce el derecho a la inviolabilidad de la propiedad privada, por lo que solo se puede hacer una expropiación por seguridad nacional o necesidad publica declarada por ley y previo pago en efectivo de una indemnización justipreciada, y que será avalada por el Poder Judicial. Estas garantías y seguridad fueron claves para promover el desarrollo del sector y estimular la inversión en exploración y explotación en hidrocarburos, permitiendo que este sector logre atraer US$ 18,315 millones entre los años de 1995 y 2020, como se explicó en la Sección 3.4.

30. En ese sentido, los contratos de licencia y servicios entre las empresas privadas de hidrocarburos y el Estado son convenios de estabilidad jurídica, mediante el cual el Estado se obliga a mantener la vigencia de determinado régimen normativo, adquiriendo una protección de rango constitucional. Asimismo, los contratos cuentan con cláusulas arbitrales para que los daños y perjuicios causados por cualquier modificación unilateral sean resueltos por esta vía, es más, el Perú suscribió Convenios bilaterales con casi todos los países con inversiones en el país, los cuales contemplan la posibilidad que ante cualquier controversia puedan acudir ante el CIADI. La Figura 4-2 resume las garantías estatales Página 16 de 42

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brindadas a los contratistas petroleros y gasíferos en el Perú, las cuales han permitido atraer inversiones en el desarrollo del sector hidrocarburos en los últimos 25 años.

Figura 4-2: Garantías Estatales para Promover la Inversión Privada en Hidrocarburos

Fuente: Vásquez et al. (2015). Elaboración: Propia.

4.3 Marco Tributario aplicable al Sector Hidrocarburos Peruano 4.3.1

Regalías

31. De acuerdo con el artículo 10º inciso a) de la LOH, se establece que las actividades de exploración y de explotación de hidrocarburos pueden realizarse, mediante la suscripción de un “contrato de licencia”, en mérito del cual PERUPETRO transfiere el derecho de propiedad de los hidrocarburos extraídos al Contratista, quien debe pagar una regalía al Estado.

32. La regalía, de acuerdo con el artículo 3o del Decreto Supremo No 049-1993-EM, “Reglamento para la Aplicación de la Regalía y Retribución en los Contratos Petroleros”, es un porcentaje de la valorización de la producción del hidrocarburo extraído calculado a precios internacionales. La regalía tiene un carácter de contribución al Estado por el agotamiento de recursos naturales no renovables como lo son el petróleo y el gas natural.

33. El artículo 5o de dicho Reglamento establece, en primer lugar, la aplicación de una regalía fija (5%) más una regalía variable (que puede generar valores entre 0% a 40%) que está en función del resultado económico de la empresa. Este esquema, conocido como “Metodología por Resultado Económico” considera el Factor R (que es igual al ratio de ingresos y egresos acumulados) para la determinación de la regalía.

34. En segundo lugar, se cuenta con una regalía que depende de la escala de producción y tiene valores desde el 5% hasta el 20%. Por otro lado, la regalía para el gas natural varía entre 30% hasta 38% aplicado sobre el valor de la producción fiscalizada y valorizada a precios internacionales.

Figura 4-3: Esquema General de Regalías para el Sector Hidrocarburos en el Perú

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Fuente: Vásquez et al. (2015), Vásquez (2006), D.S. No 049-1993-EM. Elaboración: Propia.

.

35. La Figura 4-4 muestra cómo han evolucionado los pagos por regalías petroleras y gasíferas al Estado desde el año 2002 hasta el 2020. Las regalías venían creciendo a una tasa promedio anual de 23% hasta el 2013; sin embargo, las regalías fueron disminuyendo a medida que el sector hidrocarburos se fue desacelerando luego del fin del boom del precio del petróleo. El petróleo y los líquidos de gas natural eran los productos que aportan mayores niveles de regalías hasta el año 2014. No obstante, ante la reducción de la producción y de la exportación de estos hidrocarburos, el gas natural empezó a aportar más regalías que el petróleo desde el 2015 en adelante.

Figura 4-4: Regalías pagadas por el Sector Hidrocarburos Peruano

Fuente: PERUPETRO. Elaboración: Propia.

36. En el acumulado, desde el año 2002 hasta el 2020, el Estado recibió US$ 18,140 millones por concepto de pago de regalías petroleras y gasíferas, lo que equivale a S/. 54,030 millones en este período.

4.3.2

Tributos Internos

37. La Tabla 4-1 resume el esquema tributario general aplicable al sector hidrocarburos en el caso peruano, el cual incluye las regalías y otros impuestos específicos.

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Tabla 4-1: Tributación General Aplicable al Sector de Hidrocarburos - Regalías y Otros Impuestos

Elaboración: Dirección de Investigación – EPG GĚRENS.

38. El Impuesto a la Renta (IR) graba la utilidad neta antes de impuestos de los contratistas petroleros y gasíferos. Actualmente, la tasa de impuesto a la renta vigente es de 29.5%. El cobro de este impuesto es realizado por el Tesoro Público a través de la Superintendencia de Administración Tributaria (SUNAT). Como se explicó anteriormente, con el ánimo de ofrecer incentivos a la inversión en actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, se establecieron criterios de estabilidad tributaria en la LOH. 39. En base a este concepto, el Estado garantiza a los contratistas que los regímenes tributarios vigentes a la fecha de la celebración del contrato permanecerán inalterables durante la vigencia de éste. Asimismo, el “Reglamento de la Garantía de Estabilidad Tributaria de la LOH (Decreto Supremo No 032-1995-EF) precisa que la garantía de la estabilidad tributaria alcanza a las actividades que incluyen los ingresos provenientes de la venta o exportación del petróleo y gas natural extraído en el caso de los contratos de licencia o la retribución del servicio de operación en el caso de los contratos de servicios.

40. Otro de los impuestos aplicables al sector hidrocarburos es el Impuesto General a las Ventas (IGV), que aplica una tasa del 18% sobre los precios de venta. Sin embargo, dado que los principales gastos del sector están asociados con la compra de bienes de capital estudios de factibilidad y fase de exploración, estos están sujetos a devoluciones luego de iniciada su operación. Asimismo, las empresas con convenio de estabilidad pueden optar por la recuperación anticipada del IGV antes del inicio de sus operaciones, siempre y cuando la inversión de esta sea de al menos US$5 millones con fase preoperativa de al menos dos años.

41. Adicionalmente, se aplica el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) que grava el consumo de combustibles, por lo que sí afecta al sector hidrocarburos, aunque en menor medida. El ISC se paga en función a lo establecido por la SUNAT que puede ir desde el 0% hasta el 50% dependiendo del producto sujeto al ISC. Página 19 de 42

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42. Finalmente, la empresas del sector hidrocarburos realizan Aportes por Regulación (APR).

Las empresas que producen o comercializan hidrocarburos líquidos pagan una tasa de 0.34% de su facturación mensual, mientras que las empresas que producen transportan y distribuyen gas natural pagan una tasa de 0.57%, sobre el valor de su facturación mensual.

Los aportes por regulación se destinan al sostenimiento institucional de los organismos reguladores (Osinergmin, OEFA, MINEM, etc.)

43. Como puede apreciarse en la Figura 4-5, el sector hidrocarburos ha contribuido de manera importante con la recaudación de recursos fiscales para el Estado. El sector fue uno de los más importantes en aportes al IR de tercera categoría para el Tesoro. Su aporte al IR llegó a ubicarse en el año 2013 por encima de las contribuciones de sectores como: telecomunicaciones, construcción, electricidad, saneamiento y transportes. Sin embargo, su importancia se fue reduciendo desde el 2015 en adelante al finalizar el último boom del precio del petróleo.

Figura 4-5: Tributos Internos pagados por las Empresas del Sector Hidrocarburos

Fuente: SUNAT, MEF. Elaboración: Propia.

44. A partir de la información de la Figura 4-5, es posible determinar que el sector hidrocarburos aportó entre el año 2002 y el 2020 unos S/. 45,147 millones en tributos internos al Tesoro Público.

4.4 Carga Fiscal para el Sector Hidrocarburos: Determinación del Government’s Take 45. La carga fiscal, o más conocida en la literatura anglosajona como el government’s take (GT), es la parte que captura el Gobierno de la renta económica real generada por una inversión Página 20 de 42

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durante la vida de un proyecto. No obstante, es importante recalcar que, según la Teoría de la Economía Pública, los impuestos generan una distorsión o pérdida de eficiencia social (dead weight loss). Por ello, si un país establece un GT muy alto, no se recaudará todo el impuesto esperado, toda vez que una parte de estos recursos se perderán por las destrucción de las oportunidades de comercio que genera la imposición fiscal.

46. El GT puede entenderse en términos económicos y tributarios como una tasa efectiva marginal que se calcula “agregando” los diversos impuestos aplicables al sector para calcular una única tasa de impuesto.

47. Por ejemplo, en el caso peruano, el GT está configurado por diversos impuestos y contribuciones: la regalía, el impuesto a la renta, los aportes por regulación, entre otros. Sin embargo, cada proyecto petrolero o gasífero tiene su propio esquema de regalías, lo cual hace imposible el cálculo de un único GT para el sector hidrocarburos.

48. De acuerdo con el estudio preparado por Davis y Smith (2020) por encargo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el GT sobre el total de las rentas petroleras alcanza un promedio que supera el 50% en todos los proyectos de petróleo y gas natural de los 13 países de América Latina analizados en el estudio. Además, los GTs más altos por lo general son los que provocan las distorsiones de mayor magnitud y, como resultado, son los menos efectivos.

49. Cabe resaltar que el GT es un indicador general que no considera las distorsiones (sobreestima el “rendimiento fiscal” o fiscal yield1) que se generan a raíz del régimen fiscal y no calcula las rentas potenciales que se podrían haber capturado, pero se perdieron como consecuencia de un diseño fiscal deficiente.

50. Por otro lado, el estudio señala que los regímenes fiscales en materia de hidrocarburos tienden a generar mayores distorsiones. Ello se debe a que los regímenes en materia de hidrocarburos dependen considerablemente de instrumentos fiscales menos eficientes, como las regalías.

51. Así, el estudio explica que la manera más sencilla de reducir las distorsiones que disuaden las inversiones en el sector hidrocarburos es reducir el GT. Un enfoque más sofisticado consistiría en poner mayor énfasis en los instrumentos tradicionales que generan menos distorsiones como, por ejemplo, sobretasas al impuesto sobre la renta, así como reducir las tasas de regalías que tiene efectos muy distorsionadores para promover la inversión en el desarrollo de nuevos proyectos de hidrocarburos.

4.4.1

Determinación de la Carga Fiscal para Proyecto de Petróleo y Gas Natural

1

El rendimiento fiscal es la porción de la renta económica potencial que generaría una inversión sin distorsiones y libre de impuestos, que el Gobierno en realidad captura gracias al régimen fiscal implementado.

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52. En este Informe Técnico, se ha adaptado el modelo económico desarrollo por el Instituto Peruano de Economía (IPE, 2019, págs. 33-39) a la realidad de un proyecto modelo de producción tanto de petróleo como de gas natural, con el objetivo de determinar la carga fiscal (GT) que enfrentan las empresas en el sector hidrocarburos en el Perú. La estructura del modelo económico se explica en el “Anexo: Modelo Económico para determinar la Carga Fiscal en el Sector Hidrocarburos”. Utilizando la información de la estructura de regalías para el esquema de “escala de producción” explicado en la Sección 4.3.1, así como la estructura de tributos internos aplicable al sector hidrocarburos analizada en la Sección 4.3.2, se ha simulado la carga fiscal efectiva o government’s take (GT) que asume un proyecto petrolero en el Perú. La Figura 4-6 muestra los resultados de este ejercicio2.

53. En el caso peruano, el ejercicio de simulación considerando diferentes tasas de regalías en el rango de 5% y 20% para calcular el GT (considerando que cada proyecto tiene una tasa de regalía distinta dependiendo de su contrato de licencia) arrojan valores para el GT de los proyectos petroleros en Perú que pueden fluctuar entre 44.7% hasta 67.2%. Para el caso del valor de la regalía mediana3 de 13%, el GT obtenido asciende a 56.7%. Como veremos más adelante, estos valores están en sintonía con la experiencia internacional de Argentina, Brasil, Colombia y Ecuador. Para el caso de la regalía máxima de 35% que es aplicable en la metodología del “Factor R”, el GT asciende a 89.70%.

Figura 4-6: Determinación de la Carga Fiscal para un Proyecto Petrolero con un Esquema de Regalías que varía entre 5% y 20% del valor de la producción fiscalizada en el Perú

Fuente: SUNAT, MEF, PERUPETRO. Elaboración: Propia.

54. A partir de los resultados obtenidos en la Figura 4-6, es posible determinar la elasticidad4 del GT respecto a la tasa de regalía mediana de 13%. El resultado señala que por cada 1% de aumento de la regalía petrolera el GT aumenta en 0.82%. Este cálculo muestra lo sensible que es el GT ante el cambio de las tasas de regalías, lo cual es una muestra de lo altamente distorsionante que es la estructura de regalías petroleras en el Perú.

2 Para

este ejercicio, se asume que existe una estructura de costos operativos que representa el 50% de los ingresos totales del proyecto petrolero.

3 En

el ámbito de la estadística, la mediana representa el valor de la variable de posición central en un conjunto de datos ordenados. En otras palabras, la mediana de un conjunto de números es el número medio en el conjunto (después que los números han sido arreglados del menor al mayor).

4 La

elasticidad es una medida de la sensibilidad de una variable dependiente, medida en porcentaje, ante el cambio de otra variable independiente.

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55. En el caso de un proyecto de gas natural, se han simulado los valores de GT considerando el rango de valores entre el valor mínimo de regalía de 30% (aplicable al Lote 56) y un valor máximo de 42%. Los cálculos permiten determinar que el valor mínimo del GT equivalente a 67.6% cuando se considera la tasa de regalías mínima del Lote 56 de 30%. En el caso del Lote 88 que es parte del Proyecto Camisea, se consideró su tasa de regalía de 37.2% (que es a su turno la regalía mediana), lo cual permite determinar que su GT es de 75%. El valor máximo obtenido del GT equivale a 79.8% para una regalía del 42%. La Figura 4-7 muestra los resultados de este ejercicio.

Figura 4-7: Determinación de la Carga Fiscal para un Proyecto de Gas Natural con un Esquema de Regalías que varía entre 30% y 42% del valor de la producción fiscalizada en el Perú

Fuente: SUNAT, MEF, PERUPETRO. Elaboración: Propia.

56. Como puede apreciarse en la Figura 4-7, en el caso de un proyecto de gas natural en el Perú, los valores del GT aplicable varían desde 67.7% hasta 79.8%, los cuales son valores consistentes con el valor de GT para el caso de Colombia que llega hasta un valor de 80% para un proyecto de gas natural.

4.4.2

Carga Fiscal comparada para el sector hidrocarburos a nivel de Latinoamérica

En esta sección se comparan las cargas fiscales obtenidas para Perú con los resultados obtenidos por el estudio del Banco Interamericano de Desarrollo (Davis & Smith, 2020) para el GT de diferentes países de la región latinoamericana. En promedio, los regímenes fiscales en materia de hidrocarburos existentes en América Latina generan, en promedio, un GT del 73%. Esto significa que, en promedio, un contratista que opera un lote de hidrocarburos retiene solo un 27% de las rentas producidas en el sector de hidrocarburos. La

57. Figura 4-8 muestra el resultado de la comparación internacional (benchmarking) del GT a nivel latinoamericano.

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Figura 4-8: Comparación Internacional -Bechmarking- a nivel Latinoamericano sobre la determinación de la Carga Fiscal – Government’s take – para el Sector Hidrocarburos

Fuente: Davis y Smith (2020), Banco Interamericano de Desarrollo, Cálculos Propios. Elaboración: Dr. Arturo Vásquez.

58. Según el estudio de Davis y Smith (2020), los países con GT elevado presentan mayores ineficiencias, es decir, que no todo el GT (o tasa impositiva efectiva marginal) es recaudado por el Estado, debido a la distorsión generada por la aplicación de los impuestos y contribuciones en las decisiones de producción de hidrocarburos a futuro. Las menores ineficiencias halladas en el sector hidrocarburos se encontraron Guyana, en gran parte debido a sus tasas impositivas relativamente bajas y el énfasis puesto en impuestos sobre la renta en lugar de hacer hincapié en regalías sobre las ventas o la producción. Es por ello por lo que Guyana en los últimos años ha atraído grandes inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos para desarrollar sus campos fuera de costa (offshore)5.

5

Véase para mayores detalles OILNOW (2020), “Guyana now on world stage of mega investment opportunities – country says it is ready”. Disponible en https://oilnow.gy/featured/guyana-now-on-world-stage-of-megainvestment-opportunities-country-says-it-is-ready/ (último acceso: 09/05/2021).

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Como puede apreciarse en el

59. Figura 4-8, las tasas de GT son muy variables y dependen del tipo de régimen contractual aplicable a cada operación de hidrocarburos, así como de la región donde se encuentran los yacimientos petrolíferos o gasíferos. Las tasas de GT más elevadas (que se encuentran por encima de la mediana) se encuentran en Brasil (zona offshore del presal con un joint venture de 25% para el operador privado), Venezuela (petróleo pesado), Bolivia (zonas maduras), Trinidad y Tobago (gas natural en la zona offshore), México (aguas profundas) y Perú (lotes con una regalía de 35%), las cuales se encuentran por encima del 90%. Debe destacarse que los lotes de petróleo con tasas de regalías cercanas al 35% en el Perú son proyectos poco económicos y marginales porque su GT alcanza el 90%.

60. El GT de Brasil alcanza un máximo de 99% de las rentas en el régimen de capa presal, mientras que, en el extremo bajo, el GT está estancado en 0% para el régimen boliviano de zonas de frontera y el mexicano para la explotación de petróleo en aguas profundas (con un joint venture de operador privado con 50% de participación) ya que los impuestos aplicables en esos casos extinguen por completo los incentivos para invertir por parte de las empresas petroleras. Como no se generan rentas económicas, no hay nada para repartir, por lo que el GT es cero en estas regiones. Por ello, estas zonas son no económicas para desarrollar proyectos de hidrocarburos por su estructura tributaria irracional.

61. Las tasas de GT en Colombia se encuentran alrededor del valor mediano de 80%. En el caso de Perú, observamos que el Lote 88 de gas natural de Camisea exhibe una tasa de GT de 75%, valor que se encuentra próximo al valor mediano y por encima de 70% de GT, que es el umbral que se considera como un GT excesivo y con un mayor efecto distorsionador.

62. Los campos de hidrocarburos en Argentina y Perú (e.g., Lote 56 con una regalía de 30% y lotes de petróleo con tasas de regalías de 20%) tienen tasas de GT alrededor del valor del 70%, que es límite del GT en Latinoamérica para que las estructuras fiscales de hidrocarburos sean consideradas menos distorsionantes. En el caso peruano, como se ha mencionado líneas arriba, la tasa de GT para el Lote 56 asciende a 67.7%, mientras que los lotes de petróleo con una regalía del 20% tienen un GT de 67.2%.

63. La región Guyana y los lotes de petróleo de Perú con una tasa de regalía mediana de 13% (que es un valor menos frecuente en el Perú), son aquellas que exhiben las menores cargas fiscales que varían entre 57% y 62%. Guyana es la región con mayor atractivo en la región LATAM para el desarrollo de proyectos de hidrocarburos, especialmente en la zona offshore.

64. Para el Banco Interamericano de Desarrollo, la manera más sencilla de reducir las distorsiones existentes en los países de LATAM es bajar la tasa de los impuestos sobre recursos, como se hizo en Argentina de 2017 a de 2018 para el sector minero. Esta modificación redujo la pérdida irrecuperable de eficiencia en un 50% en los proyectos argentinos de minería. Se podrían modificar los regímenes fiscales en materia de petróleo dentro de cada país de modo que se parezcan más a los regímenes fiscales en materia de minería, que tienden a contener instrumentos fiscales que generan menores distorsiones y aplican tasas impositivas más bajas. Como alternativa, existe un camino más sofisticado, que consiste en reemplazar los sistemas fiscales existentes por la aplicación de sobretasas al impuestos sobre la renta, pero reduciendo al mínimo posible las tasas de regalías.

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5 Beneficios generados por el Nuevo Modelo Peruano de Gestión del Sector de Hidrocarburos 65. El Nuevo Modelo Peruano ha generado una serie de beneficios económicos relevantes para el país. En primer lugar, permitió rescatar la industria energética de la quiebra generalizada luego de más de 20 años de gestión estatista y la influencia política que experimentó durante el Gobierno Militar en la década de 1970 y en los gobiernos de los años de 1980.

66. A nivel macroeconómico, el Modelo hizo posible eliminar la carga para el Estado de los subsidios estatales transferidos a las empresas de hidrocarburos (como PETROPERU), permitiendo la recuperación del equilibrio fiscal y la reducción de la presión hiperinflacionaria ante el corte de los prestamos de última instancia dados de las cuenta del Banco Central de Reserva. El cambio de régimen hacia uno de promoción de la inversión privada nacional y extranjera como principal motor del desarrollo del sector hidrocarburos hizo posible la atracción de montos relevantes de capital para el sector los cuales ascienden a US$ 18,315 millones entre los años de 1995 y el 2020 (en el segmento upstream que incorpora la exploración y explotación de petróleo y gas) como se explicó en la Sección 3.4.

Esta cifra es histórica toda vez que representa el mayor valor de inversión acumulada en la historia de la industria de hidrocarburos para un período de 25 años desde el año 1863 en que empiezan las operaciones petroleras en el Perú.

67. Por otra parte, la contribución fiscal del sector hidrocarburos para el Estado (Gobierno Central) ha sido muy significativa, toda vez que el sector desde principios de siglo hasta el año 2020 (unos 20 años) ha aportado aproximadamente S/. 100,000 millones entre regalías y tributos internos, según lo analizado en la Sección 4.3. Con estos recursos, pudieron construirse 668 hospitales de alta complejidad o unos 1,535 colegios de alto rendimiento (COAR). Parte de estos recursos recaudados por el Gobierno Central han sido redistribuidos a las gobiernos subnacionales como se explica en la siguiente sección.

5.1 Contribución del Sector Hidrocarburos a los Gobiernos Subnacionales 68. El canon es la participación efectiva y adecuada de la que gozan los gobiernos regionales y locales del total de los ingresos y rentas obtenidos por el Estado por la explotación económica de los recursos naturales como el petróleo y el gas natural.

69. Los recursos que los gobiernos regionales y gobiernos locales reciban por concepto de canon serán utilizados exclusivamente para el financiamiento o cofinanciamiento de proyectos u obras de infraestructura de impacto regional y local, respectivamente, a cuyo efecto establecen una cuenta destinada a esta finalidad. El artículo 10º de la Ley No 27506, “Ley del Canon”, establece la siguiente composición del canon petrolero y gasífero (véase la Tabla 51).

Tabla 5-1: Financiamiento del canon petrolero y gasífero Página 26 de 42

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Fuente: Ley No 27506. Elaboración: Propia.

70. Asimismo, el artículo 5º de la mencionada Ley, establece que el canon se distribuye entre los gobiernos locales de acuerdo con el criterio de área de influencia del yacimiento explotado y de acuerdo con los siguientes criterios (véase la Tabla 5-2).

Tabla 5-2: Estructura porcentual general para la distribución del canon petrolero y gasífero

Fuente: Ley No 27506. Elaboración: Propia.

71. La distribución del canon y sobrecanon petrolero es particular para cada departamento involucrado y beneficia a los gobiernos regionales, gobiernos locales, universidades nacionales, institutos superiores tecnológicos y pedagógicos estatales e Instituto de Investigación de la Amazonía Peruana. La Tabla 5-3 resume la distribución del canon y sobrecanon petrolero.

Tabla 5-3: Distribución específica del canon y sobrecanon petrolero por región

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Fuente: MEF. Elaboración: Propia. * cifras expresadas en porcentajes.

72. La Figura 5-1 muestra la evolución histórica del canon y sobrecanon petrolero y gasífero distribuido a los gobiernos subnacionales. Los recursos transferidos por canon y sobrecanon petrolero son acumulables y en ningún caso son devueltos al Gobierno Central. Desde 1991 hasta el 2020 se han transferido alrededor de S/. 47,120 millones a los gobiernos regionales y locales. Sólo con los recursos transferidos por canon y sobrecanon petrolero y gasífero en el año 2029 (S/1,677 millones) se podría haber rehabilitado 3,711 centros educativos, instalar 1,012 centros de salud primaria equipados y rehabilitar 1,124 kilómetros de vías de penetración.

Figura 5-1: Evolución de la distribución del canon petrolero y gasífero entre 1991 y el 2020

Fuente: PERUPETRO, Dirección de Investigación – EPG GĚRENS. Elaboración: Propia.

5.2 Creación de Puestos de Trabajo en el Sector Hidrocarburos 73. De acuerdo con el INEI, por cada S/ 52,000 (ó US$ 15,000) de demanda por inversiones en hidrocarburos, se generaría 1 empleo directo formal. Por cada empleo directo formal creado en el sector hidrocarburos, se podrían crear hasta 2 puestos de trabajo formales de Página 28 de 42

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manera indirecta. La Figura 5-2 muestra los resultados del cálculo de los multiplicadores de empleo del sector hidrocarburos según la Tabla Insumo-Producto del año 2007 del INEI.

Figura 5-2: Impacto Microeconómico del Sector Hidrocarburos: Multiplicadores de Empleo

Fuente: INEI, Tabla Insumo-Producto 2007; Gonzáles de Olarte (2014). Elaboración: Dirección de Investigación – EPG GĚRENS.

74. Como puede apreciarse en la figura anterior, por cada 52,000 soles de demanda por inversiones se podrían crear 3 empleos entre directos e indirectos. De hecho, 1 empleo es directo y los otros 2 indirectos. Ello se debe a que la mayor demanda de inversión genera un mayor efecto en el consumo y en la producción, lo cual atrae mayor contratación de trabajadores en el propio sector (generando empleos directos), y también en otros sectores debido al aumento en el consumo (generando empleos indirectos).

5.3 Efecto en los Precios Internos 75. El crecimiento del sector hidrocarburos observado en las últimas dos décadas ha permitido generar procesos de sustitución de fuentes energéticas gracias a los cambios en los precios relativos de los combustibles. El caso más destacado de este proceso de sustitución ha ocurrido en el caso del ahorro generado por la introducción del GLP vehicular (GLPv), el cual ha generado eficiencias significativas por la sustitución de combustibles, como las gasolinas, por el GLP para propósitos de locomoción automotriz principalmente en el segmento de transporte público (taxis). La Figura 5-3 muestra la evolución del ahorro generado por la sustitución de las gasolinas por el GLP en el sector de transporte.

Figura 5-3: Ahorro generado por el uso del GLP Vehicular en el Perú

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* El cálculo de los valores de los ahorros se expresa en dólares del 2019 utilizando una tasa social de descuento del 8% TEA. Fuente: MINEM, Osinergmin. Elaboración y proyección: Dirección de Investigación - EPG GĚRENS.

76. Como puede apreciarse en la figura anterior, los ahorros por la sustitución de las gasolinas en favor del GLP vehicular habrían alcanzado los US$ 2,740 millones (S/ 8,324 millones) entre los años 2006 y 2019.

5.4 Rol de los Hidrocarburos en la Matriz Energética del Perú 77. En esta sección se analizará la participación de los hidrocarburos en la matriz energética del sector eléctrico, así como en el consumo de fuentes de energía. También se explica el rol social que ha tenido el GLP en la mejora de las condiciones de vida de las familias pobres.

5.4.1

Evolución de la Estructura de la Matriz Energética del Sector Eléctrico

78. En esta sección se analizará la participación de los hidrocarburos en la matriz energética del sector eléctrico, así como en el consumo de fuentes de energía. También se explica el rol social que ha tenido el GLP en la mejora de las condiciones de vida de las familias pobres.

79. Como puede apreciarse en la Figura 5-4, los hidrocarburos han incrementado su participación sostenidamente en la producción de electricidad en los últimos 20 años. La generación de energía con el gas natural de Camisea empieza a gran escala en el año 2004.

[SECCIÓN DEJADA INTENCIONALMENTE EN BLANCO]

Figura 5-4: Producción de Energía por Recurso Energético

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Elaboración y proyección: Dirección de Investigación - EPG GĚRENS.

80. La reducción de la participación de la generación hidráulica en la producción de energía no responde a una sustitución de este recurso por el gas natural. De hecho, la producción de las centrales hidráulicas se incrementó de 16,807 GWh en 2001 a 29,317 GWh en 2020. Esta reducción de la participación de las centrales hidráulicas respondió al acelerado crecimiento de la producción de energía en base al gas natural, que pasó de 2,170 GWh en 2004 a 16,918 GWh en 2020. El mayor uso del gas natural permitió reducir el riesgo de los ciclos hidrológicos (exacerbados por el Fenómeno del Niño), brindando mayor confiabilidad del suministro eléctrico al SEIN. 81. Por su parte, la producción de energía con diésel 2 y combustibles residuales se fue disminuyendo desde el año 2004 donde representaba el 9% adelante, hasta prácticamente llegar a representar un 0.1% en el 2020. La producción con carbón también empezó a ser prácticamente 0% desde el 2018. De esta manera, el gas natural permitió desplazar a centrales contaminantes del sistema eléctrico, contribuyendo a reducir la huella de carbono del SEIN. Las centrales de generación con recursos energéticos renovables no convencionales (RER), que se encuentran en la categoría “Otros”, empezaron a incrementar su participación desde el 2010 donde producían 77 MWh hasta llegar a producir 2,885 MWh en 2020.

5.4.2

Consumo Final de Energía

82. Por otro lado, respecto al consumo final de energía la Figura 5-5 muestra una caída en el uso de la leña y mayor uso del GLP y el gas natural, el cual señala el hecho del desarrollo de una escalera energética hacia energías limpias.

Figura 5-5: Consumo Final de Energía por tipo de Fuente Energética Página 31 de 42

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Fuente: MINEM. Elaboración: Dirección de Investigación - EPG GĚRENS.

83. Durante los últimos años, los hidrocarburos líquidos más contaminantes vienen siendo sustituidos hidrocarburos menos contaminantes como el gas natural, cuyo consumo representó el 11% del consumo final de energía en el 2017. En los últimos años se ha incrementado el consumo de electricidad a nivel nacional, pasando de consumir 62,000 TJ en el año 2000 a consumir más de 167,000 TJ en 2017. La leña, que se consume sobre todo en zonas rurales, muestra una tendencia decreciente. Asimismo, desde la prohibición de la comercialización del kerosene, una gran parte de los consumidores de ambos combustibles migraron al GLP.

6 Institucionalidad: Supervisión y Fiscalización 84. La intervención regulatoria del Estado en los segmentos upstream y downstream del sector de hidrocarburos se sustenta debido a que las condiciones de abastecimiento y distribución de este combustible pueden generar riesgos de accidentes (i.e., externalidades negativas) para la vida de las personas, los trabajadores y el medio ambiente. Por otro lado, la regulación estatal permite mejorar la transparencia de la información sobre los precios de los hidrocarburos y las condiciones de operación de las empresas de hidrocarburos hacia la ciudadanía, con el objetivo de reducir las asimetrías de información entre los usuarios y las empresas. Asimismo, algunos agentes podrían ejercer su poder de mercado local, especialmente en la cadena minorista, por lo cual resulta necesario inspeccionar el mercado para prevenir el abuso del ejercicio de poder de mercado. Asimismo, el Estado puede intervenir subsidiariamente en el mercado de hidrocarburos para reducir las brechas sociales de pobreza energética y acceso universal a la energía. La Figura 6-1 resumen las Página 32 de 42

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diferentes intervenciones que realiza el Estado Peruano en el mercado de hidrocarburos actualmente. Estos dos tipos de intervenciones son consistentes con el marco constitucional vigente.

Figura 6-1: Diferentes intervenciones del Estado Peruano en el Mercado de Hidrocarburos

Elaboración: Propia.

85. En primer lugar, corresponde explicar la intervención regulatoria del Estado en el mercado de hidrocarburos. Para empezar, cabe citar el caso del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin), el cual supervisa y fiscaliza las condiciones deseguridad industrial en la cadena de producción, transporte y distribución del hidrocarburos, con el objeto de prevenir riesgos que pueden generar accidentes con efectos muy negativos para la población. Asimismo, verifica la seguridad de las instalaciones de hidrocarburos para que éstas puedan ser usadas de manera segura. En el sector hidrocarburos, Osinergmin tiene también la función de regular las tarifas de transporte y distribución de hidrocarburos por redes de ductos.

86. En asuntos ambientales, el Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) realiza la supervisión del mercado de hidrocarburos para prevenir riesgos ambientales que afecten la salud de las personas. Tiene un rol crucial para generar incentivos al cumplimiento de las normas ambientales en los agentes de la cadena de valor de la industria de hidrocarburos. Por su parte, la Superintendencia Nacional de Fiscalización Laboral (SUNAFIL) supervisa las condiciones de salud e higiene ocupacional, así como las condiciones laborales de los trabajadores formales, con el objeto de prevenir riesgos para la salud y la vida de los trabajadores en la industria de hidrocarburos.

87. Asimismo, los precios de los hidrocarburos son supervisados por Osinergmin a través del esquema de los “precios de referencias” y el Facilito App, por lo cual el público en general tiene conocimiento de los precios internacionales de los combustibles que se trasladan al mercado doméstico, así como los precios minoristas que ofrecen los locales de venta de combustibles. Ambos esquemas constituyen mecanismos de transparencia para los precios con los cuales los consumidores y el público en general puede conocer cómo evolucionan los precios de los combustibles, de forma tal que les permite realizar una fiscalización Página 33 de 42

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ciudadana respecto a los precios que cobran las empresas en la cadena de distribución mayorista y minorista6.

88. El Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI), por su parte, supervisa el proceso competitivo entre las empresas de la industria de hidrocarburos, a fin de garantizar que la libre competencia beneficie a los consumidores de combustibles con precios menores. A través de la Comisión de Libre Competencia, el INDECOPI regula los comportamientos de abuso de posición de dominio, cartelización y discriminación de precios en el mercado de hidrocarburos.

89. La Figura 6-2 sintetiza las diferentes intervenciones del Estado en el mercado de hidrocarburos. Asimismo, la Figura 6-3 resume el rol de las instituciones públicas en este mercado.

Figura 6-2: Aspectos claves de la intervención regulatoria del Estado en el Mercado de Hidrocarburos

Elaboración: Propia.

[SECCIÓN DEJADA INTENCIONALMENTE EN BLANCO]

Figura 6-3: Regulación del Mercado de los Hidrocarburos. Monitoreo de Riesgos y Supervisión de Precios

6 Osinergmin cumple un rol de brindar

transparencia al mercado a través de la publicación de los precios de referencia del GLP (que reflejan de cierta manera el precio de paridad de importación teórico de este combustible), así como publicar los precios declarados del GLP de parte de los locales de venta y gasocentros a través de la plataforma “Facilito App”. Esta función de transparencia que cumple Osinergmin permite reducir las asimetrías de información entre los ofertantes y los consumidores comerciales, industriales y domiciliarios de GLP.

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Fuente: Osinergmin, INDECOPI, SUNAFIL, OEFA. Elaboración: Propia.

90. Finalmente cabe destacar el rol de la empresa estatal PERUPETRO, la cual, según la Ley Orgánica de Hidrocarburos, ha recibido del Estado los derechos de propiedad de los hidrocarburos in situ para que, en representación del Estado, puede suscribir contratos de licencia o servicios con inversionistas nacionales o extranjeros que busquen explorar o explotar hidrocarburos. Los contratistas petroleros bajo un contrato de licencia reciben los derechos de propiedad de los hidrocarburos extraídos en boca de pozo de PERUPETRO a cambio del pago de las regalías petroleras o gasíferas. De otra parte, los contratistas que suscriben contratos de servicios reciben una retribución de parte de PERUPETRO por la operación de los yacimientos de hidrocarburos, siendo los hidrocarburos extraídos propiedad de PERUPETRO. 91. Por otro lado, PERUPETRO tiene el rol de calificar la idoneidad de los contratistas petroleros en base a criterios económicos y técnicos, así como establecer los programas mínimos de trabajo de los contratistas en los yacimientos, cobrar las regalías y participar en las transferencias del canon y sobrecanon petrolero y gasífero. PERUPETRO tiene el rol de negociar los contratos petroleros y administrar las licitaciones de lotes de hidrocarburos. La suscripción de los contratos de licencia y servicios es realizada por el Ministerio de Energía y Minas y el Ministerio de Economía y Finanzas a través de un decreto supremo.

[SECCIÓN DEJADA INTENCIONALMENTE EN BLANCO]

7 Oportunidades de Mejora Página 35 de 42

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7.1 Breve descripción de la crisis del 2014 y la crisis del COVID-19 y su impacto en el Mercado de Hidrocarburos Peruano

92. Durante los últimos meses del 2014, el precio internacional del petróleo (tanto WTI como Brent) descendió a niveles no observados desde el año 2007, sin contar la caída observada durante la crisis financiera del 2018. Entre el julio de 2014 y marzo de 2015, tanto el WTI como el Brent bajaron en más del 50%. Este evento marco el fin del boom de los precios del petróleo provocado por la fase expansiva del último super ciclo de los precios de los commodities que inició en el año 2004. Ello se debió a: o o

o

El aumento de las cuotas de producción de la OPEP; El aumento de la producción sostenida de Estados Unidos (petróleo de esquisto) debido al elevado precio del petróleo. Ello significó menor demanda internacional de petróleo por parte de EE.UU.; La reducción del crecimiento de China.

93. Para la economía peruana, importadora neta de petróleo, la caída del precio significó la mejora de los términos de intercambio, lo cual se trasladó al precio de los bienes y servicios que usan petróleo o derivados. El MEF sostuvo que por cada US$ 10 que cae el precio del petróleo, el PBI crece 0.1 a 0.2 puntos porcentuales adicionales.

94. Sin embargo, al abaratarse el petróleo y sus derivados, se les restó competitividad a los combustibles más limpios como el gas natural, el GLP o RER. Además, menores precios del petróleo frenaron las inversiones en el sector como se explicó en la Sección 3.4.

95. El 20 de abril de 2020 los precios de los contratos futuros del petróleo llegaron a ser negativos (el contrato futuro WTI para mayo cayó en el cierre a - US$ 38/bbl, un día antes del cierre del contrato) debido a: (i) la guerra de precios entre el cartel de la OPEP y Rusia por el control del mercado mundial del petróleo, (ii) la baja demanda por este bien debido a las cuarentenas generalizadas en todo el mundo, y (iii) la falta almacenamiento de los barriles – acumulación de inventarios de crudo. Sin embargo, el mercado del petróleo está sufriendo transformaciones más sustanciales por los efectos colaterales de la pandemia del COVID-19.

96. Si bien el precio del crudo se ha recuperado, la pandemia del COVID-19 ha generado una fuerte contracción de la demanda de crudo, lo cual ha provocado una sobreoferta de petróleo sin precedentes en la historia mundial. Además, se prevé que el COVID-19 acelerará los procesos de sustitución de los combustibles fósiles, por lo que el cambio en el mercado de hidrocarburos puede ocurrir más rápido que lo anticipado en años previos.

La transición energética hacia el uso de energía renovables y la movilidad eléctrica reducirá la demanda de petróleo a largo plazo, por lo cual se avizora en los próximos años una persistente sustitución de los combustibles derivados.

7.2 Retos del Sector y Recomendaciones de Mejora

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97. Sin embargo, de acuerdo con Vásquez & Zellou (2020), los escenarios de precios permitan proyectar la ocurrencia de un nuevo super ciclo del precio de los hidrocarburos a inicios de la década de 2020 que acompañe el proceso de transición energética.

98. En ese sentido, los retos del sector están asociados a cómo aprovechar los beneficios de los altos precios en el nuevo super ciclo. La respuesta está orientada a generar mayores niveles de competitividad del país para captar inversiones extranjeras. Ello incluye cambios en el esquema tributario como la homogenización del régimen de regalías o la utilización de los impuestos a la renta, siguiendo lo planteado por Davis & Smith (2020) y el BID. 99. El principal reto, de acuerdo con Vásquez & Zellou (2020), es la incertidumbre política, la debilidad institucional y la falta de reglas de inversión transparentes en la región LATAM. En el caso del shale gas, se enfrentan amplios retos de la regulación ambiental para su extracción en la región LATAM. 100. La Figura 7-1 resume las recomendaciones que deberían implementarse para relanzar la industria de hidrocarburos, a fin de que se puede aprovechar la fase expansiva del nuevo super ciclo de los precios del petróleo como consecuencia de la reactivación económico producto del fin de la pandemia del COVID-19 (que se producirá gracias a la vacunación a nivel mundial que se prevé para fines del 2022.

Figura 7-1: Recomendaciones para una Reforma del Esquema de Contratación Petrolera y el Sistemas de Regalías Peruano

Fuente y Elaboración: Dr. Arturo Vásquez.

101. En particular, en relación con los esquemas de contratación petrolera y el sistema de regalías peruano, se necesitan contratos más flexibles y competitivos de acuerdo con los Página 37 de 42

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estándares internacionales por la captación de recursos de inversión en el sector, lo cual implica nuevos esquemas de negociación según las características de cada proyecto de hidrocarburos. Asimismo, es necesario adecuar el esquema de regalías a los estándares internacionales de los países más competitivos que atraer inversiones petroleras. Las regalías deben ajustarse automáticamente de acuerdo con diversos factores: precio del hidrocarburos, nivel de producción, profundidad de los pozos, productividad del yacimiento.

102. Respecto a la aplicación de regalías petroleras, es recomendable adoptar sistemas tributarios que promuevan la competitividad para la atracción de inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos. Por ejemplo, países como Guyana han introducido reformas tributarias para focalizar su carga fiscal en la aplicación de tasas y sobretasas del impuesto a la renta y reducir el efecto de las regalías. Esto ha permitido a Guyana lograr un destacado éxito en atraer inversiones petroleras, especialmente en zonas “fuera de costa” (offshore).

Es todo lo que corresponde informar. Este Informe Técnico ha sido elaborado y revisado por:

_

Eco. Arturo Vásquez Cordano, Ph.D. Consultor Experto en Economía y Regulación del Sector Hidrocarburos

[SECCIÓN INTENCIONALMENTE DEJADA EN BLANCO]

8 Referencias

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Arturo Vásquez Cordano, Ph.D.

Davis, G., & Smith, J. (2020). Diseño y desempeño de regímenes fiscales en petróleo, gas y minería en América Latina y el Caribe. Revisión sobre prácticas actuales, lecciones aprendidas y mejores prácticas . Washington DC: Banco Interamericano de Desarrollo.

IPE. (2019). Evaluación de la Estructura Tributaria del Sector Minero. Lima: Instituto Peruano de Economía.

Tamayo, J., Vásquez, A., Salvador, J., & García, R. (2014). La Industria del Gas Natural en el Perú: A diez años del Proyecto Camisea. Lima: Osinergmin.

Vásquez, A. (2006). La Organización Económica de la Industria de Hidrocarburos en el Perú: El Mercado de Gas Licuado de Petróleo. Revista de la Competencia y la Propiedad Intelectual.

Vásquez, A., & Zellou, A. M. (2020). Super cycles in natural gas prices and their impact on Latin American energy and environmental policies. Resources Policy, 65, 101513.

Vásquez, A., Tamayo, J., Salvador, J., & De la Cruz, R. (2015). La Industria de los Hidrocarburos Líquidos en el Perú: 20 años de aporte al desarrollo del país. Lima: Osinergmin.

[SECCIÓN INTENCIONALMENTE DEJADA EN BLANCO]

9 Anexo: Modelo Económico para determinar la Carga Fiscal en el Sector Hidrocarburos

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Rubro Económico Ventas Costos de operación Depreciación y amortización Utilidad operativa

Arturo Vásquez Cordano, Ph.D.

Minería

Hidrocarburos

GN

10,000 6,500 500 3,000

10,000 5,000 500 4,500

10,000 3,000 500 6,500

100 250 2,650

100 250 4,150

100 250 6,150

29.50% 782 782

29.5% 1224 1224

29.5% 1814 1814

Base PTU Tasa de PTU PTU Teórico Deducción de IR por PTU

2,650 8% 212 0

4,150 5% 207.5 -61

6,150 5% 307.5 -91

Base de Impuestos a la Minería y/o regalías Tasa de regalías Tasa de regalías mínimas (sobre ventas) Regalías Regalías mínima Tasa de impuestos a la minería Impuestos a la minería Cargas específicas

3,000 2.61% 1% 78 100 2.86% 86 186

10,000 20% 13% 2,000 1,300 0.00% 0 1300

10,000 30.00% 0% 3,000 3,000 0.00% 0 3,000

-55 -15

-384 -65

-885 -150

13 -4 -1

0 0 0

0 0 0

IR Teórico Deducción total de IR IR Final

782 -59 723

1224 -445 780

1814 -976 839

PTU Teórico Deducción total de PTU PTU Final

212 -16 196

207.5 -65 143

308 -150 158

1,532

1,928

2,154

Gastos administrativos Gastos financieros Renta neta Tasa IR Nacional IR Nacional IR Teórico

Deducción de IR por cargas específicas Deducción de PTU por cargas específicas FCJM Deducción de IR por FCJM Deducción de PTU por FCJM

Utilidad disponible

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Informe sobre la Carga Fiscal en el Sector Hidrocarburos Tasa de impuesto a los dividendos Impuestos a los dividendos Crédito IR Impuestos a los dividendos final Cargas específicas FCJM IR Final PTU Final Impuestos a los dividendos Tasa de aporte por regulación Aporte por regulación Total de impuestos Renta Neta Carga fiscal

Arturo Vásquez Cordano, Ph.D. 6.80% 104

5% 96

5% 108

104

96

108

186 13 723 196 104 0.25% 25 1,247 2,650 47.06%

1300 0 780 143 96 0.35% 35 2,353 4,150

3,000 0 839 158 108 0.57% 57 4,161 6,150 67.65%

56.71%

Fuente de la maqueta del modelo: IPE (2019). Elaboración: Propia.

[SECCIÓN DEJADA INTENCIONALMENTE EN BLANCO]

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