MONOGRAFIA GAS Y GLP.docx

TEMA:

Empresas de Gas Natural y GLP y Aspectos contables

“

”

CATEDRÁTICO:

Mg. CPC TORIBIO ALFONSO FLORES ÑAHUI SEMESTRE:

VIII SEMESTRE INTEGRANTES:      

CIRINEO LOYOLA, Karina GUERRERO GUERRER O VASQUEZ, María Julia MURILLO OBREGÓN, Lyha PEÑA SANTILLÁN, Sybill Jazmín QUISPE BARZOLA, Lesly Karen ROJAS ARGOTE, Jesbhy HUANCAYO – 2017 2017

“Empresas de Gas Natural y GLP y Aspectos contables”

DEDICATORIA A Dios por la vida y fortaleza que nos nos da. A nuestros padres, por su motivación, amor, confianza y apoyo incondicional. Al Mg. CPC TORIBIO ALFONSO FLORES ÑAHUI por su compromiso compromiso de guiarnos de la mejor manera durante este proceso de aprendizaje. A la juventud estudiosa, futuros contadores por su constante esfuerzo esfuerzo y tesón para direccionar su vida y alcanzar sus metas.

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DEDICATORIA A Dios por la vida y fortaleza que nos nos da. A nuestros padres, por su motivación, amor, confianza y apoyo incondicional. Al Mg. CPC TORIBIO ALFONSO FLORES ÑAHUI por su compromiso compromiso de guiarnos de la mejor manera durante este proceso de aprendizaje. A la juventud estudiosa, futuros contadores por su constante esfuerzo esfuerzo y tesón para direccionar su vida y alcanzar sus metas.

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ÍNDICE DEDICATORIA………………………………………………………….. 2 INTRODUCCIÓN……………………………………………………….. 5 MARCO CONCEPTUAL………………………………………………. 6 CAPITULO I: ASPECTOS TEÓRICOS….………………………… 6 1.1.

1.2.

1.3.

ORIGEN E HISTORIA (BREVE)……………………… (BREVE)……………………… 6 1.1.1.

HISTORIA DEL GAS NATURAL

1.1.2.

HISTORIA DEL GLP

LOS HIDROCARBUROS: EL PETRÓLEO Y EL GAS NATURAL 1.2.1.

IMPORTANCIA DE LOS HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS

1.2.2.

EL GLP Y SUS USOS

1.2.3.

EL GAS NATURAL Y SUS USOS

EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE HIDROCARBUROS

CAPITULO II: CONCEPTOS BÁSICOS………………… 14 2.1.

ASPECTOS GENERALES 2.1.1.

2.1.2.

2.2.

2.3.

QUE ES GAS NATURAL Y GLP 2.1.1.1.

Gas Natural

2.1.1.2.

GLP

QUE COMPONENTES COMPONENTES TIENE EL GAS NATURAL Y GLP 2.1.2.1.

Gas Natural

2.1.2.2.

GLP

GAS NATURAL EN EL PERU 2.2.1.

TRASCENDENCIA TRASCENDENCIA DEL PROYECTO CAMISEA

2.2.2.

RESERVAS

2.2.3.

DISTRIBUCIÓN

GLP EN EL PERU 2.3.1.

CADENA DE SUMINISTRO

2.3.2.

PROESAMIENTO

2.3.3.

MERCADO NACIONAL 2.3.3.1.

Producción

2.3.3.2.

Demanda

2.3.3.3.

Participación por Productores

3


2.3.3.4.

Precio del GLP al Usuario Final

CAPITULO III: TRANSFORMACIÓN Y PROCESO……………. 19 3.1.

LAS ACTIVIDADES DE HIDROCARBUROS 3.1.1.

LA EXPLORACIÓN

3.1.2.

LA EXPLOTACIÓN

3.1.3.

LA PRODUCCIÓN

3.1.4.

EL TRANSPORTE

3.1.5.

ALMACENAMIENTO

3.1.6.

LA DISTRIBUCIÓN

3.1.7.

LA COMERCIALIZACIÓN

CAPITULO

IV:

BENEFICIOS

GENERADOS

POR

EL

DESARROLLO DE LA ACTIVIDAD DE HIDROCARBUROS……. 31 4.1.

BENEFICIOS MACROECONÓMICOS

4.2.

BENEFICIOS LOCALES Y REGIONALES 4.2.1.

IMPUESTOS

4.2.2.

REGALÍAS

4.2.3.

CANON Y SOBRE CANON

4.2.4.

RENTA PETROLERA

CAPITULO V: EMPRESAS DE HIDROCARBUROS 5.1.

5.2.

LAS EMPRESAS DE HIDROCARBUROS 5.1.1.

REQUISITOS QUE DEBE CUMPLIR PARA OPERAR EN EL PAÍS

5.1.2.

LA CALIFICACIÓN DE EMPRESAS DE HIDROCARBUROS

5.1.3.

RESPONSABILIDADES TÉCNICAS Y ECONÓMICO-FINANCIERAS

5.1.4.

EL PLAN DE CONTINGENCIA

EMPRESAS MAS IMPORTANTES DEL PERU DEL SECTOR DEL GAS PLUSPETROL

CAPITULO VI: MERCADOS 6.1.

MERCADO INTERNACIONAL DE GLP

6.2.

COTIZACION DEL GLP INTERNACIONAL Y EN EL MERCADO LOCAL

CAPITULO VII: NOTICIAS

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7.1.

NOTICIAS DE GAS EN EL PERU 7.1.1. CÁLIDDA PROYECTA QUE REDES DE GAS NATURAL LLEGARÁN A ANCÓN EN 2019 7.1.2. SNMPE: CÓMO MASIFICAR EL USO DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ 7.1.3. PPK: EN UN MES GAS NATURAL PUEDE LLEGAR A 11 REGIONES DEL PERÚ

CAPITULO VIII: CONVENIOS Y CONTRATOS 8.1.

CONVENIOS Y CONTRATOS 8.1.1. LOS CONVENIOS 8.1.2. CLASIFICACIÓN DE LOS CONVENIOS 8.1.3. LOS CONTRATOS 8.1.4. PROCEDIMIENTOS PARA SUSCRIBIR CONTRATOS

CAPITULO

IX:

RESPONSABILIDADES

SOCIALES

Y

AMBIENTALES DE LAS EMPRESAS 9.1.

RESPONSABILIDADES AMBIENTALES

9.2.

ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL

9.3.

LA RESPONSABILIDAD SOCIAL

9.4.

EL PLAN DE RELACIONES COMUNITARIAS Y EL PLAN DE PARTICIPACIÓN CIUDADANA

9.5.

INSTITUCIONES QUE VELAN POR EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESPONSABILIDADES DE LAS EMPRESAS PETROLERAS

CAPITULO X: NORMAS CONTABLES Y TRIBUTARIAS 10.1. NORMATIVA CONTABLE ACEPTADA INTERNACIONALMENTE 10.1.1. NIIF 6 EXPLORACIÓN Y EVALUACIÓN DE RECURSOS MINERALES 10.1.2. NIC 36 DETERIORO DEL VALOR DE LOS ACTIVOS 10.1.3. NIC 8 POLÍTICAS CONTABLES, CAMBIOS EN LAS ESTIMACIONES CONTABLES Y ERRORES 10.1.4. NIC 38 ACTIVOS INTANGIBLES 10.1.5. FAS 19: FINANCIAL ACCOUNTING AND REPORTING BY OIL AND GAS PRODUCING COMPANIES

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10.2. NORMAS ESPECIALIZADAS EN EL SECTOR HIDROCARBUROS 10.2.1. LEY ORGÁNICA DE HIDROCARBUROS 10.2.2. REGLAMENTO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS

10.3. SISTEMA TRIBUTARIO 10.3.1. REGALÍAS 10.3.2. IMPUESTO A LA RENTA 10.3.3. TRATAMIENTO DE LA REGALÍA PETROLERA PARA FINES DEL IMPUESTO A LA RENTA (EMPRESA PERUPETRO) 10.3.4. ESTABILIDAD TRIBUTARIA E IMPUESTO A LA RENTA (EMPRESA PERUPETRO)

CAPITULO XI: REGIMEN LABORAL 11.1. GENERALIDADES SOBRE LOS CONTRATOS 11.2. CLASIFICACIÓN – REQUISITOS 11.3. CESIÓN 11.4. ÁMBITO DE LOS CONTRATOS 11.5. ÁREA DE CONTRATO 11.6. PROGRAMAS MÍNIMOS Y GARANTÍAS 11.7. PLAZOS 11.8. PERIODO DE RETENCIÓN

CAPITULO XII: CONTABILIDAD EN EMPRESAS DE GAS NATURAL Y GLP 12.1. INCIDENCIAS CONTABLES PARTICULARES EN LA ACTIVIDAD PETROLERA 12.1.1. PAGO DE REGALÍAS 12.1.2. FONDO DE ESTABILIZACIÓN DE PRECIOS 12.1.3. COSTOS PREVIOS A LA EXPLOTACIÓN 12.1.4. TAPONAMIENTO DE POZOS 12.1.5. DEPRECIACIÓN Y AMORTIZACIÓN DE ACTIVOS PETROLEROS

12.2. METODOLOGÍA DE DEPRECIACIÓN UTILIZADA PARA LOS POZOS PETROLEROS Y ACTIVOS INTANGIBLES RELACIONADOS CON LOS COSTOS Y GASTOS DE EXPLORACIÓN

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12.3. ANÁLISIS DE LOS TRATAMIENTOS CONTABLES 12.3.1. MÉTODO DE COSTEO TOTAL 12.3.2. MÉTODO DE ESFUERZOS EXITOSOS 12.3.3. CONCORDANCIAS ENTRE LOS MÉTODOS: COSTEO TOTAL Y ESFUERZOS EXITOSOS

CONCLUSIONES…………………………………………… RECMENDACIONES REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICA S……………………… ANEXOS

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INTRODUCCIÓN Hoy en día los hidrocarburos son un elemento esencial para el desarrollo del Perú, porque el petróleo y el gas natural son la mayor fuente de energía en el mundo y en nuestro país. Sin los hidrocarburos el país estaría casi paralizado y el transporte de los bienes producidos sería casi imposible. El Perú posee recursos energéticos hiodrocarburíferos en la costa y en la selva, su extracción es una actividad esencial para la seguridad energética del país. Si no se explotan estos recursos la dependencia de las importaciones puede desequilibrar la balanza de pagos y crear problemas económicos. Por mandato constitucional los recursos del subsuelo, entre ellos el petr óleo y el gas natural, son patrimonio de la nación y, en consecuencia de todos los peruanos, y su extracción se otorga a empresas mediante contratos. Las inversiones para extraerlos son elevadas en la fase de exploración, porque no se conoce exactamente donde ubicar un yacimiento en las profundidades de la tierra. El Estado Peruano ha optado por la modalidad de otorgar esta responsabilidad a empresas privadas. En las zonas continentales los contratos coinciden con derechos y propiedades de comunidades y pobladores, que poseen la propiedad de la tierra, y para esto se hace necesario concordar los justos intereses de los dueños de la tierra con la intervención para explorar y extraer los hidrocarburos. Por lo tanto, es necesaria una concertación entre el Estado, dueño de los recursos del subsuelo; las empresas concesionarias; y, los pobladores locales, dueños de la tierra. Esta concertación no siempre es armoniosa, porque los pobladores locales tienen el temor de perder sus tierras o sufrir impactos en el ambiente y en sus r ecursos. Lograr una armoniosa relación entre los tres actores es importante. Por lo tanto, es necesario concertar y ponerse de acuerdo para lograr, por una parte, la extracción de los hidrocarburos, necesarios para el desarrollo del país, y por otra parte, garantizar los derechos de las comunidades y pobladores en las zonas donde se ubican. Esto implica una relación entre los tres actores (Estado, empresas y comunidades locales), cuya base es una adecuada información

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sobre las responsabilidades y los derechos de todos, sin dejar de lado a ninguno de ellos. El presente trabajo monográfico tiene como objetivo, precisamente, informar sobre los hidrocarburos, sus conceptos básicos, base legal y tratamiento contable.

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EMPRESAS DE GAS NATURAL Y GLP Y ASPECTOS CONTABLES CAPITULO I: ASPECTOS TEÓRICOS 1.1.

ORIGEN E HISTORIA (BREVE) 1.1.1. HISTORIA DEL GAS NATURAL Paradójicamente, el gas natural que ahora se considera una fuente de energía "moderna", es conocido por la humanidad desde hace miles de años. Los hombres primitivos observaban las llamaradas que se producían en los pantanos cuando caía un rayo. Desde entonces, el tercer estado de la materia, el gaseoso, no ha dejado de inspirar recelos y temores, por lo misterioso e intangible de su naturaleza.

Instalación de una tubería de bambú por los chinos (siglo X) Se sabe que en China, en el siglo X, ya se explotaba el gas natural con fines prácticos. Cuando perforaban a grandes profundidades a fin de buscar yacimientos de sal, encontraron bolsas de gas que canalizaron rudimentariamente con cañas de bambú. También en Occidente las civilizaciones griega y romana conocieron su llama. Los griegos se percataron de la existencia de petróleo en el mar Caspio y relatan en sus escritos las grandes llamas que originaba el gas con que iba asociado. También Plutarco, cuando narra las conquistas de Alejandro Magno, detalla haber encontrado una fuente de fuego en Ekbatana. Plinio describe la existencia del gas natural, que prendía al acercársele antorchas. Sin embargo, no parece que nadie intentase utilizar este combustible natural hasta que, mucho más tarde, con el desarrollo de la industria del gas manufacturado, se llegó a

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disponer de la tecnología adecuada para el aprovechamiento del gas natural.

1.1.2. HISTORIA DEL GLP El GLP fue un desarrollo relativamente tardío de la industria del petróleo y el gas. Su historia está documentada desde principios del siglo XX. La gasolina que se producía en aquella época se evaporaba rápidamente mientras estaba almacenada, lo cual era un problema. En 1911, el químico norteamericano Walter Snelling demostró que la evaporación se debía al propano y al butano presente en ella. No tardó en desarrollar un método práctico para separar estos gases de la gasolina. La primera aplicación de producción comercial de GLP tendría que esperar hasta los años 20, y la primera distribución a escala regional hasta los 50. El uso generalizado del GLP no empezó a despegar hasta las décadas de los 40 y los 60. A mediados de los años 30, una gran petrolera introdujo el GLP en Francia, Y una gran empresa de distribución de gas construyó una planta de embotellado en Italia, cerca de Venecia, en 1938. Sin embargo, la guerra dejó en suspenso estas iniciativas. A principios de los 50, varias empresas producían bombonas de GLP para viviendas, que se comercializaban bajo licencia en distintos lugares. Desde ese momento, el sector fue creciendo al ritmo de la disponibilidad de refinerías. La disponibilidad aumentó, sobre todo a partir de los 60, época en la que se construyeron muchas nuevas refinerías y el gasóleo desplazó al carbón como combustible industrial. Las ventas de GLP en el conjunto de Europa pasaron de 300 000 toneladas en 1950 a 3 millones de toneladas en 1960 y a 11 millones en 1970. Antes de los 70, la distribución internacional de GLP de petróleo era fundamentalmente un comercio regional, en el que cada región tenía su propia estructura de precios, transporte, distribuidores y compradores. El primer comercio regional, que se inició en los años 50, producía flujos entre los estados del Golfo de Estados Unidos y Sudamérica. La crisis del petróleo de 1973 marcó un punto de 11


inflexión. Muchos países productores de petróleo se dieron cuenta de que la exportación de GLP podía generar beneficios económicos importantes y empezaron a construir plantas de recuperación de líquidos. La expansión de la capacidad de producción de GLP que se produjo en Oriente Medio en la década de 1975 a 1985 fue particularmente impresionante. La capacidad instalada pasó de 6 millones de toneladas en 1975 a 17 millones en 1980 y 30 millones en 1985. Y no sólo se construyeron plantas de GLP en Oriente Medio. Australia, Indonesia, Argelia, el Mar del Norte y Venezuela emergieron como nuevos productores. En conjunto, los 80 fueron un periodo de potente expansión de las exportaciones de GLP en todo el mundo. El mercado del GLP se hizo verdaderamente global. Los productores necesitaban compradores, ya estuvieran en Asia, Europa, Estados Unidos o Sudamérica. Había que dar salida a los nuevos volúmenes de exportación.

1.2.

LOS HIDROCARBUROS: EL PETRÓLEO Y EL GAS NATURAL 1.2.1. IMPORTANCIA DE LOS HIDROCARBUROS Los hidrocarburos son compuestos orgánicos formados únicamente por átomos de carbono e hidrógeno. La estructura molecular consiste en un armazón de átomos de carbono a los que se unen los átomos de hidrógeno. Los hidrocarburos son los compuestos básicos de la Química Orgánica. El gas natural es un hidrocarburo que puede encontrarse tanto en los subsuelos marinos como continentales y se presenta en un

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estado gaseoso compuesto de metano principalmente, y de propano y butano en menor medida. Los hidrocarburos son una fuente importante de generación de energía para las industrias, para nuestros hogares y para el desarrollo de nuestra vida diaria. Pero no son sólo combustibles, sino que a través de procesos más avanzados se separan sus elementos y se logra su aprovechamiento a través de la industria petroquímica. Los hidrocarburos son fuente de energía para el mundo moderno y también un recurso para la fabricación de múltiples materiales con los cuales hacemos nuestra vida más fácil. La industria de la petroquímica, ha multiplicado el uso del petróleo en la fabricación de diferentes objetos fabricados con plásticos y fibras sintéticas. Muchas cosas que nos rodean como lapiceros, la tela de la ropa de baño, las cremas, las pinturas, los insecticidas, muchas partes de las máquinas y de los electrodomésticos, y aún las botellas de gaseosa requieren de la petroquímica para existir. Las empresas de hidrocarburos modernas realizan una gestión social y ambientalmente responsable; el mejorar la calidad de vida de los pobladores de las zonas donde opera es parte de su gestión

de

relacionamiento

comunitario

para

evitar

la

contaminación ambiental.

1.2.2. EL GLP Y SUS USOS El GLP se utiliza de más de mil maneras. En la actualidad, cientos de millones de personas lo utilizan y dependen de él para aplicaciones muy variadas, en el sector terciario, la industria, el transporte, la agricultura, la generación de energía, o para cocinar, como combustible de calefacción y en aplicaciones recreativas. Ningún otro combustible admite usos tan variados como el GLP: combustible para cocinar para una familia en Sudáfrica o una cocina comunitaria en la India; refrigeración para el propietario de 13


un comercio en Brasil, auto gas para los taxis de Tokio, combustible de soldadura para los fabricantes alemanes de automóviles, calefacción para una vivienda en Canadá, quema de malas hierbas para un ranchero texano, calor para elevar un globo aerostático en la primera vuelta al mundo en solitario sin escalas, fijador para las actrices de Hollywood o combustible vital para las expediciones que escalan el Everest. El GLP se emplea incluso para encender la antorcha olímpica. Por eso se considera la energía más polivalente del mundo. 

Agricultura El GLP se utiliza frecuentemente en

el

sector

agrícola

para

desecación térmica, secado de cultivos, como combustible de vehículos

agrícolas

repelente

contra

y

como

insectos.

Al

tratarse de una fuente de energía moderna y respetuosa con el medio ambiente, el GLP puede desempeñar un papel muy importante en el futuro desarrollo de la agricultura. 

Automoción El

GLP

es

el

combustible

alternativo de automoción más empleado. A día de hoy, el auto gas es el carburante alternativo más extendido en el sector de automoción, con más de 13 millones de vehículos en todo el mundo. El valor añadido del GLP como carburante de automóvil reside en que genera considerablemente menos emisiones que otros combustibles fósiles, lo cual ayuda a proteger el medio ambiente y la salud humana y, a la vez, contribuye a mitigar la amenaza del cambio climático. 

Recreación

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Por su flexibilidad y su naturaleza respetuosa ambiente, combustible aplicaciones

con el

el

GLP

medio es

ideal

un para

recreativas

terrestres y acuáticas. El GLP se utiliza habitualmente para cocinar en tiendas de campaña y caravanas. En los lugares de acampada, e incluso en el jardín de casa, una barbacoa de GLP proporciona una temperatura constante y es la mejor fuente de energía a nuestra disposición en términos de reducción de las emisiones de CO2. El GLP ofrece ventajas importantes en lo que respecta a la reducción de emisiones nocivas y es el compañero perfecto para disfrutar de la naturaleza y realizar actividades al aire libre. Se transporta con facilidad y se encuentra disponible en una amplia gama de opciones de almacenamiento. El GLP es la más flexible de las fuentes de energía y se adapta maravillosamente a las necesidades de millones de aficionados a las actividades de tiempo libre en todo el mundo. El GLP es también una opción muy atractiva para aplicaciones náuticas, por ejemplo, como combustible de embarcaciones de recreo. Su impacto en el agua es insignificante y permite a los usuarios disfrutar de los ríos y lagos preservando la calidad del entorno natural. El GLP permite incluso contemplar escenarios sobrecogedores desde el aire, impulsando globos aerostáticos de aire caliente. 

Cocinar Cocinar alimentos es una de las actividades consumidoras de energía más universales que existen. Los consumidores de los países industrializados pueden

elegir

entre

numerosos tipos de cocinas y hornos que funcionan con

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GLP, gas natural y electricidad. La población de los países en desarrollo utiliza cocinas más básicas de GLP, gas natural o queroseno. Mucha gente utiliza cocinas de fabricación casera que queman biomasa (por ejemplo, madera, restos de cultivos y excrementos animales), con efectos adversos importantes para la salud humana y el medio ambiente. En muchas regiones, el GLP es el combustible más eficiente disponible para cocinar. Como el GLP proporciona un suministro de energía fiable y polivalente, se utiliza de manera extensiva en hoteles y restaurantes. El GLP es el combustible preferido por muchos cocineros, porque proporciona calor inmediato desde el instante mismo del encendido, sin necesidad de un periodo de calentamiento. Por otro lado, el calor que produce el GLP responde inmediatamente a los reguladores y se distribuye de manera más uniforme por la base de los recipientes de cocina. Además, el GLP tiene una combustión muy eficiente, sin humos negros, no deja marcas en los cacharros de cocina y facilita el lavado. En las zonas rurales de los países en desarrollo, el GLP es en muchas ocasiones la primera alternativa

moderna

a

los

combustibles

de

cocina

tradicionales, como la leña, el carbón vegetal o el estiércol. Mejora la calidad de vida y, lo que es más importante, hace posible que las mujeres y los niños dediquen menos tiempo a recoger combustible, con lo que disponen de más tiempo para ir al colegio o para realizar actividades económicas de valor añadido dentro de su comunidad. 

Calefacción Las viviendas y los hoteles necesitan una fuente de energía fiable para aplicaciones, calefacción

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numerosas como central,


producción de agua caliente, climatización de piscinas o aire acondicionado. El GLP puede cubrir todas esas necesidades, con la ventaja añadida

de

proteger

a

particulares y empresas contra la vulnerabilidad de los cortes en el suministro. 

Generación de energía Al tratarse de una de las energías convencionales más limpias, el GLP es un buen complemento a las fuentes y tecnologías renovables, que requieren luz solar o determinadas condiciones meteorológicas. El GLP también facilita la generación descentralizada de alta eficiencia, mediante pequeños generadores autónomos y micro-generación combinada de calor y electricidad. En estas aplicaciones de generación localizada, la huella de carbono del GLP es inferior a la del gasóleo y sensiblemente menor que la de la gasolina.

1.2.3. EL GAS NATURAL Y SUS USOS El gas natural es hoy por hoy la energía más económica, y los usos que tiene son más de los que se conocen de entrada Vamos a hacer un repaso por los principales usos del gas natural, que pasa por ser no solo la más barata sino también la más limpia de las llamadas no renovables. 

Calefacción por gas Es uno de los usos más comunes del gas natural, va sustituyendo poco a poco a otras fuentes similares como el gas propano o el butano y deja atrás a otros medios como la electricidad o el gasoil, generalmente más cara la primera y más sucia la segunda. Usado principalmente en zonas donde el invierno es frío, la gran ventaja que ofrece aquí el gas natural es su bajo precio. Al tener un consumo alto para poder calentar

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la casa es fundamental encontrar una forma de bajar el coste todo lo posible para que la factura no sea después impagable. El gas natural está compuesto principalmente de metano y es más ligero que el aire, así que en caso de escape de gas el olor característico llegaría rápidamente a la altura de l a cabeza y sería fácilmente detectable. Al contrario de lo que ocurre con el butano o el propano, que son más pesados que el aire y hasta que llega a la altura de la nariz ya se ha alcanzado un nivel verdaderamente peligroso, además de que estos son inodoros y hay que añadirle sulfatos para que huelan a algo. Los sulfatos son los principales causantes de lluvias ácidas. Otra gran ventaja de la calefacción de gas es la posibilidad de regular de forma individual cada radiador, para que en cada habitación uno pueda escoger su temperatura ideal. 

Agua caliente sanitaria con gas El uso del gas natural por excelencia. además

Imprescindible

porque calentar

el

agua es básico para usar la ducha o la lavadora. Las calderas

de

agua

caliente están muy extendidas ya y usando este combustible tendremos dos formas de distribuirla por la casa: Al igual que la calefacción (aunque con mucha más importancia por la ecesidad de todas las casas de disponer

de agua caliente), el consumo es mucho más económico que usando electricidad, gasoil o algún GLP (Gas Licuado del Petróleo). En cualquier caso siempre es conveniente aprovechar la capacidad de escoger la tarifa más conveniente para nosotros y acudir a un comparador de tarifas de gas y luz para que nos ayuden a escogerla.

18




Cocina con gas natural Es el tercero de los usos más conocidos para el gas natural. Cocinar con gas facilita la regulación del fogón a la potencia exacta que necesitamos, en vez de andar intentando adivinar en qué número de la vitrocerámica eléctrica hay que poner la olla para que se considere “fuego lento”, por ejemplo. Es, en comparación, el que menos consumo supone de los tres principales usos del gas natural. El calor además se proporciona de forma inmediata, no hay que esperar a que las resistencias alcancen la temperatura máxima. Y viceversa: una vez se apaga el fuego, apagado queda. No hay que esperar un rato hasta que se enfrían las resistencias, como ocurre con las cocinas eléctricas. Hay que señalar que además de las clásicas cocinas de fogón de

llama

azul

que

todos

conocemos, el gas natural puede

emplearse hornos .

también

¿Por

qué

en es

los más

conveniente tener un horno a gas? No

solo

porque

se

gasta

aproximadamente la mitad de dinero en el mismo uso que si es eléctrico, sino además porque en la combustión del gas natural se expulsa vapor de agua, lo que ayuda a que los alimentos queden más jugosos. 

Línea blanca La conocida como línea blanca de gasodomésticos (por diferenciar de los que funcionan con electricidad) nos referimos a elementos como la lavadora, el lavavajillas y la secadora. Al referirnos a los dos primeros, el gas natural se usa de forma indirecta calentando el agua en la caldera que posteriormente se empleará para limpiar. Las ventajas respecto a otras alternativas son varias:

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

Reducción del tiempo de lavado en un 30%.



Reducción del consumo de electricidad, ya que no se usa para calentar el agua.



Incremento de la vida del aparato por menor utilización de las resistencias.

Para las secadoras, que lo que hacen es generar calor para secar la ropa, se emplea el gas produciendo calor por quemadores de gas natural. Este aparato tiene como ventaja que gasta la mitad de dinero que una secadora eléctrica y que se puede simultanear con otros aparatos. 

Climatización con gas Es complicado asociar el gas natural y la emisión de calor a aparatos que den aire frío, pero es simple falta de costumbre. En Japón y Estados Unidos es prácticamente un sistema clásico por lo consolidado que está. Hay dos sistemas de generación de frío por gas: a. Absorción: Empleado

sobre

todo

en

viviendas

unifamiliares y pequeños negocios. El frío se genera mediante una reacción de intercambio de calor entre dos soluciones. El gas se usa aquí para calentar las soluciones. b. Compresión: El gas se emplea para hacer funcionar un compresor. El intercambio de calor se efectúa por compresión y descomposición del líquido refrigerante.

1.3.

EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE HIDROCARBUROS Después de dos años de aprobarse la ley sobre Investigación y Exploración de Hidrocarburos, el Ministerio de Industria ha hecho público el reglamento que desarrolla la citada ley, siguiendo las líneas marcadas por ésta. En dicha reglamentación se establece el régimen jurídico de la exploración, investigación y explotación de los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos, así como de las actividades de transporte, almacenamiento, depuración y refino de los hidrocarburos

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obtenidos, cuando sean realizadas -por los propios investigadores o explotadores mediante -instalaciones anejas a las de producción. Todos los yacimientos existentes en territorio nacional, en el subsuelo del mar territorial y en los fondos marinos, sometidos a los citados efectos a las leyes españolas y convenios internacionales ratificados por España, serán considerados bienes de dominio pública cuya exploración, investigación y explotación podrá asumir directamente el Estado, o ceder en la forma y condiciones que las leyes establecen. El ámbito geográfico de la aplicación de la ley y su reglamento se divide en las siguientes zonas: territorio peninsular e insular y territorios españoles del norte de África, y subsuelo del mar territorial y demás fondos marinos. Los titulares de autorizaciones, permisos y concesiones para investigación y explotación de hidrocarburos gozarán, para la realización de estas actividades, del beneficio de expropiación forzosa u ocupación temporal de los bienes y derechos que requiera la ubicación de sus instalaciones y servicios, así como de servidumbre de paso en los casos precisos. Igualmente, se declara de utilidad pública este tipo de actividades. Podrán ser titulares de permisos de investigación y concesiones de explotación, además de las personas jurídicas públicas, las sociedades anónimas españolas en cuyo objeto social se incluya este tipo de actividades, o las personas físicas o jurídicas extranjeras que constituyan una sociedad anónima española, o participen en una ya existente de análoga naturaleza mercantil. No podrán ser titulares mayoritariamente en permisos y concesiones los estados o gobiernos extranjeros, directa o indirectamente, ni las sociedades o entidades que dependan financieramente de ellos. La tramitación de autorizaciones, permisos y concesiones corresponde al Ministerio de Industria, a través de la Dirección General de Energía, así como todo lo referente a la cancelación y prórroga de aquellos.

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CAPITULO II: CONCEPTOS BÁSICOS 2.1.

ASPECTOS GENERALES 2.1.1. QUE ES EL GAS NATURAL Y GLP 2.1.1.1.

Gas Natural El gas natural constituye una importante fuente de energía fósil liberada por su combustión. Es una mezcla de hidrocarburos gaseosos ligeros que se extrae, bien sea de yacimientos independientes (gas no asociado), o junto a yacimientos petrolíferos o de carbón (gas asociado a otros hidrocarburos y gases).

De similar composición, el biogás se genera por digestión

anaeróbica

de

desechos

orgánicos,

destacando los siguientes procesos: depuradoras de aguas residuales (estación depuradora de aguas residuales), vertederos, plantas de procesado de residuos y desechos de animales (SANDACH [Subproductos de origen Animal No Destinados A Consumo Humano]). Como fuentes adicionales de este recurso natural, se están investigando los yacimientos de hidratos de metano, que podrían suponer una reserva energética superior a las actuales de gas natural.

2.1.1.2.

GLP El GLP tiene dos orígenes: el 60% de la producción se obtiene durante la extracción de gas natural y petróleo

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del suelo. El 40% restante se produce durante el refinado de crudo de petróleo. El GLP es, por tanto, un producto secundario que existe de forma natural. En el pasado, el GLP se destruía por venteo o quema en antorcha (era un producto indeseable y se quemaba). Con ello, se desperdiciaba el enorme potencial de esta fuente de energía excepcional. Aunque el GLP está asociado a la producción de gas natural y crudo de petróleo, lo cierto es que tiene sus ventajas

características

y

puede

desempeñar

prácticamente cualquiera de las funciones de los combustibles primarios de los que se deriva. 

Extracción de petróleo y gas natural

Cuando se extrae de la tierra gas natural y crudo de petróleo, lo que se obtiene es una mezcla formada por distintos gases y líquidos, de la que el GLP supone más o menos un 5%. Antes de transportar o utilizar el gas natural o el petróleo, es preciso separar los gases que forman el GLP, que son ligeramente más pesados. 

Refinado de crudo de petróleo

El refinado del petróleo es un proceso complejo que se desarrolla en muchas etapas. En varias de esas etapas, como las de destilación atmosférica, reformado, craqueo y otras, se produce GLP a partir del petróleo. Los

gases

que

componen el GLP (butano y propano) están atrapados en el

crudo.

Para

estabilizar el crudo de petróleo antes de transportarlo a través de

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oleoductos o mediante cisternas, estos gases naturales “asociados” se procesan dando como resultado GLP. En el refinado del crudo de petróleo, los gases que componen el GLP son los primeros productos que se desprenden a lo largo del proceso de preparación de combustibles más pesados, como gasóleo, combustible de aviación, fueloil y gasolina.

2.1.2. QUE COMPONENTES TIENE EL GAS NATURAL Y GLP 2.1.2.1.

Gas Natural Aunque su composición varía en función del yacimiento, su principal especie química es el gas metano al 79 - 97 % (en composición molar o volumétrica), superando comúnmente el 90 - 95 % (p. ej. en el pozo West Sole del mar del Norte). Contiene además otros gases como etano (0,1 - 11,4 %), propano (0,1 - 3,7 %), butano (< 0,7 %), nitrógeno (0,5 - 6,5 %), dióxido de carbono (< 1,5 %), impurezas (vapor de agua, derivados del azufre) y trazas de hidrocarburos más pesados, mercaptanos, gases nobles, etc.

2.1.2.2.

GLP El GLP es fundamentalmente una combinación de moléculas de propano y butano, con trazas de otros compuestos. El GLP es incoloro e inodoro. Se le añade un agente fuertemente “odorizante” para detectar con facilidad cualquier fuga, por pequeña que sea. En condiciones normales de temperatura, el GLP es un gas. Cuando se somete a presiones moderadas o se enfría, se transforma en líquido. En estado líquido, se transporta y almacena con facilidad. Una vez enfriado o presurizado,

el

GLP

suele

contenedores de acero o aluminio . 24

almacenarse

en


2.2.

GAS NATURAL EN EL PERU La industria peruana de gas natural en el Perú está localizada en tres zonas geográficas: en Tumbes y Piura, en Ucayali, y en Cusco. La producción de gas de las dos primeras zonas es poco significativa y se destina casi en su totalidad a la generación eléctrica, de ahí que puede afirmarse que la gran industria de gas natural en el Perú se inicia con la explotación de los yacimientos de Camisea, en Cusco.

2.2.1. TRASCENDENCIA DEL PROYECTO CAMISEA La industria peruana del gas natural presentaba un incipiente desarrollo hasta el inicio del Proyecto Camisea en agosto de 2004. La puesta en marcha de este emprendimiento significó un gran avance en el aprovechamiento de los recursos energéticos que dispone la nación, hecho que trajo consigo una menor dependencia respecto a los energéticos importados y una notable modificación de la matriz energética. Actualmente, el gas natural de Camisea se utiliza en una alta proporción en la generación desplazando

eléctrica, a

lugares

menos relevantes a otros combustibles.

Como

el

petróleo residual, el diésel y el carbón usados también para producir electricidad. Este cambio se ha reflejado en una mayor seguridad en el suministro eléctrico con menores precios para los consumidores. El gas de Camisea permite asimismo que las actividades propias de la industria, el comercio y el transporte se hayan beneficiado con su costo y sus ventajas medioambientales. El sector residencial ha encontrado en el gas natural un medio para reducir 25


el costo de la canasta familiar y obtener ganancias en términos de modernidad, seguridad y confort.

2.2.2. RESERVAS Según el Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos publicado por el Ministerio de Energía y Minas, las reservas probadas de gas natural al 31 de diciembre de 2013, a nivel nacional, se han estimado en 15,04 TCF2, cantidad que acusa una ligera disminución de 0,33 TCF respecto al año anterior. Esta disminución de las reservas probadas se explica principalmente por: i) la producción de gas natural del año 2013; ii) la reducción de las reservas probadas del Lote XIII; y iii) el reajuste de los datos geológicos y petrofísicos de estimación de las reservas. Según la misma fuente, las reservas probadas de los lotes 88 y 56, de Camisea, se estiman en 10,19 TCF y 2,75 TCF, respectivamente; que en total representan 12,94 TCF.

26


2.2.3. DISTRIBUCIÓN Recorrido de la red troncal de distribución de gas natural en Lima y Callao.

2.3.

GLP EN EL PERÚ En el Perú, al igual que en otros países, intervienen varios actores en la cadena de suministro de GLP, desde su procesamiento hasta su llegada al consumidor final. Otro punto a resaltar es el precio del producto: en el país, el precio del GLP es totalmente libre y se rige por las leyes del mercado (oferta y demanda).

2.3.1. CADENA DE SUMINISTRO Como se muestra en el gráfico 9 que esquematiza la cadena de suministro, las empresas que producen GLP en el país (Pluspetrol, Petroperú, Repsol, Aguaytía Energy, PGP y Graña y Montero) como las empresas que importan el hidrocarburo (Zeta Gas y Repsol) cuentan con plantas de almacenaje y abastecimiento, desde las cuales despachan el GLP en grandes vehículos cisterna a las plantas envasadoras, envasadoras, a los consumidores directos y a los grifos o estaciones de servicio que expenden GLP para consumo vehicular en Lima y en el interior del país. En las plantas envasadoras, el GLP se envasa en recipientes de 3, 5, 10 y 45 kilos para su entrega a los consumidores finales residenciales y comerciales. El suministro al detalle se realiza a 27


través de una amplia red de empresas distribuidoras y de locales de venta.

2.3.2. PROCESAMIENTO El GLP se obtiene de dos formas: del refinado del petróleo por destilación fraccionada, y del fraccionamiento de los líquidos de gas natural. En el Perú se refina petróleo en las refinerías de Talara y La Pampilla, operados por Petroperú y Repsol, respectivamente. Y se obtiene a partir de los líquidos del gas natural en la Planta de Fraccionamiento de Pisco operada por el consorcio Camisea, y en las instalaciones de otras empresas (Ver tabla 4 de la siguiente página).

2.3.3. MERCADO NACIONAL La demanda nacional de GLP es atendida por la producción de seis empresas que operan en el país, y por las importaciones efectuadas por otras dos grandes empresas del ramo. Los mayores volúmenes de GLP ingresan al mercado por el puerto del Callao, desde donde se inicia la cadena local de suministro del hidrocarburo. 28


2.3.3.1. Producción La producción de GLP no es exclusiva del Consorcio Camisea ya que existen otros productores en diferentes zonas del país.

2.3.3.2.

Demanda El GLP es el único combustible que ha tenido un crecimiento sostenido en el país en los últimos 19 años, con un crecimiento promedio de 11% anual. Al cierre de agosto de 2014, la demanda de GLP era cercana a los 49,6 mil barriles diarios, tal como se puede observar en el gráfico.

29


2.3.3.3.

Participación por Productores El mercado peruano de GLP está liderado por Pluspetrol con una participación del 82.9%, seguido por Petroperú con el 8% mientras los otros productores explican el 9.1% restante, tal como se observa en la tabla.

2.3.3.4.

Precio del GLP al Usuario Final El precio del GLP en el mercado local es libre. Osinergmin no interviene en la determinación precio

del al

consumidor

final.

Sin embargo, es preciso señalar que este

combustible

está comprendido o en el Fondo de Estabilización de Precios de Combustibles Derivados del Petróleo, para mantener sus valores de comercialización más o menos estables. La estructura del precio del GLP se muestra en el gráfico.

30


CAPITULO III: TRANSFORMACIÓN Y PROCESO La cadena del sector hidrocarburos corresponde al conjunto de actividades económicas relacionadas con la exploración, producción, transporte, refinación o procesamiento y comercialización de los recursos naturales no renovables conocidos como hidrocarburos (material orgánico compuesto principalmente por hidrógeno y carbono), dicho conjunto también está conformado por la regulación y administración de estas actividades. La Cadena de Valor de los hidrocarburos, consta de dos grandes áreas: Upstream y Downstream.



Upstream También conocido como exploración y producción (E&P) este sector incluye las tareas de búsqueda de potenciales yacimientos de petróleo crudo y de gas natural, tanto subterráneos como submarinos, la perforación de pozos exploratorios, y posteriormente la perforación y explotación de los pozos que llevan el petróleo crudo o el gas natural hasta la superficie.



Downstream Se refiere comúnmente a las tareas de refinamiento del petróleo crudo y al procesamiento y purificación del gas natural, así como también la comercialización y distribución de productos derivados del petróleo crudo y gas natural.

31


3.1.

LAS ACTIVIDADES DE HIDROCARBUROS 3.1.1. LA EXPLORACIÓN Esta es la etapa previa al descubrimiento, la de mayor inversión, costo y riesgo: la búsqueda del petróleo o gas. Ella parte del reconocimiento de las estructuras geológicas donde pudieran haberse acumulado los recursos hidrocarburíferos. Una actividad realizada a través de diversos métodos provistos por la ciencia, tales como, el análisis de imágenes por satélite, la sísmica de reflexión, entre otros procedimientos fundamentales para la industria. En esta fase se llevan a cabo las perforaciones de prueba, así como evaluaciones de muestras para comprobar la existencia de cantidades significativas de hidrocarburos potencialmente extraíbles de un yacimiento.

a. Exploración Sísmica Proceso mediante el cual ondas de energía atraviesan las capas de roca, se devuelven hasta la superficie y llegan a unos equipos especiales que se llaman geófonos, los cuales reciben la información y la transmiten a un computador. El producto final que se obtiene de la exploración sísmica es una imagen representativa de las capas que hay debajo de la tierra. (ANH)

b. Exploración Perforatoria Consiste en la perforación de pozos, cuya finalidad es llegar hasta la capa de roca donde posiblemente se pudieron acumular los hidrocarburos (petróleo y gas). Esta etapa inicia por lo general, después de que se obtiene la información del estudio sísmico. (ANH)

32


3.1.2. LA EXPLOTACIÓN Es la fase o etapa en que se inicia la extracción y producción del petróleo y/o el gas natural, cuando se ha declarado viable el proyecto. Al ingresar a la Fase de Explotación, la empresa presenta un Plan Inicial de Desarrollo, que se va ajustando en el transcurso d e su implementación, dep end iendo de la productividad de los pozos.

3.1.3. LA PRODUCCIÓN Es el proceso mediante el cual se extraen los hidrocarburos (petróleo y gas) desde la capa de roca hasta la superficie. Para extraer los hidrocarburos se utilizan dos mecanismos: a través de válvulas llamadas Árbol de Navidad (cuando los hidrocarburos fluyen a la superficie por sí solos) y mediante una máquina llamada Balancín (cuando este necesita ayuda para subir a la superficie. (ANH) Declarado el descubrimiento es necesario conocer la cantidad de petróleo o gas que sería posible obtener de ese yacimiento. A ese volumen

se

le

conoce

como

reservas, lo que permite definir el tipo y el número de pozos de producción que serán necesarios para su producción. Esta

etapa

corresponde

fundamentalmente al desarrollo de las reservas. Es el resultado de la ejecución de un plan de producción que determina la perforación de pozos para la explotación, así como la implementación de tareas de monitoreo, tratamiento, transporte y almacenamiento del recurso.

33


Los avances de la tecnología permiten minimizar, también en esta fase, las contingencias que pudieran poner en riesgo la protección del ambiente.

3.1.4. EL TRANSPORTE Consiste en transportarlos desde la boca del pozo hasta los sitios de almacenamiento y procesamiento, como son las estaciones de bombeo, refinerías y centros de comercialización (puertos). Los hidrocarburos se transportan a través de oleoductos (petróleo), gasoductos (gas), carro tanques (petróleo) y buques (petróleo).

3.1.5. ALMACENAMIENTO a. Almacenamiento del crudo Pese a los esfuerzos que se dan para reducir el tiempo en la producción de los derivados del petróleo, en general las refinerías no se abastecen directamente de los yacimientos del crudo, por el contrario, este debe ser almacenado en los dos extremos de la cadena de este proceso, es decir, tanto en el lugar de origen (yacimiento) como en el de destino (refinería). De igual manera, y como unión entre los nodos de esta cadena, yacimiento y refinería, se deben tener en cuenta procesos de transporte (uno de los más críticos y de cuidado de cara a la protección del medio ambiente), los cuales se pueden producir de diferentes maneras. Los buques cisterna y los oleoductos son los sistemas más usados en esta tarea.

b. Almacenamiento en la refinería Las refinerías además del crudo y de los productos terminados tras el proceso de refinamiento, deben mantener almacenados un gran número de elementos necesarios para la producción. Se debe contar con depósitos adecuados y

34


suficientes que alberguen la “materia prima” necesaria para cumplir con los niveles de producción esperados. Estos sitios de almacenamiento, que brindan flexibilidad operativa a las refinerías, son necesarios tanto al inicio como al final de cada uno de los procesos que se lleven a cabo, es decir, tanto para contener los elementos primarios como para almacenar el producto final. A fin de mantener las reservas necesarias de cada uno de los productos obtenidos tras el refinamiento, es primordial contar con una estructura de almacenamiento suficiente y adecuado para cada uno de

los

casos,

y

que

garantice el suministro de producto establecido para dicha refinería.

c. Almacenamiento de distribución El abastecimiento de los consumidores en general no puede ser hecho directamente desde la refinería o desde los lugares de almacenamiento destinados para esto. Es necesario un proceso de distribución en el cual la posibilidad de almacenar también juega un importante papel. Debido a lo anterior, la mejor manera costo-eficiente de distribución se basa en la disposición de un terminal de distribución, surtido desde el lugar de refinación a través del medio de transporte que se disponga, sea este un oleoducto, buque o multimodal. Este tipo de depósitos, conocidos también como depósito pulmón, por lo general se encuentran ubicados relativamente cerca de los grandes centros de consumo, como lo son las ciudades o las zonas industriales, de manera que el producto

35


refinado sea fácilmente transportado hasta el consumidor final por medio de camiones carro tanques. Dependiendo del producto, de las condiciones necesarias para su adquisición y de su forma de consumo, se puede presentar un momento intermedio entre el terminal de distribución y el consumidor final, donde también se requieren sistemas de almacenamiento que contribuyan a garantizar el suministro de producto constante. A lo largo de la cadena de producción del petróleo se presentan diferentes momentos en los que el almacenamiento del crudo, sus derivados y de los elementos necesarios para su refinamiento, es de vital importancia, no solo por la necesidad que representa, sino también por el impacto económico y medioambiental que recae en este.

d. Tanques de almacenamiento Frente a la constante necesidad de almacenar el crudo y sus derivados, los tanques dispuestos para dicho fin juegan un papel de gran importancia, que se ve potenciada en la medida en que su capacidad de almacenamiento y eficiencia sean las adecuadas para cada momento dentro de la cadena. Estos tanques se clasifican en

diferentes

dependiendo factores

de

principales:

tipos tres su

construcción, el uso o el producto que almacenan. A su vez y para cada caso, existe una subdivisión en la que se encuentran diferentes tipos de tanques, con características particulares, que los hacen más o menos útiles según las necesidades que busquen ser cubiertas.

36


3.1.6. LA DISTRIBUCIÓN El proceso de distribución cuenta con el desarrollo de una extensa red logística para llevar los combustibles desde la refinería hasta los centros de consumo. Este proceso de distribución usa instalaciones y vehículos para el transporte y almacenamiento. En el caso de combustibles de amplia utilización como las naftas, el gas oil y el combustible para aviación, este complejo sistema incluye a los poliductos, terminales de despacho, camiones de transporte especiales y estaciones de servicio. Las tecnologías de estas instalaciones son diversas y permanentemente actualizadas procurando la llegada de los combustibles a sus usuarios en los lugares, momentos y cantidades requeridas, con el mínimo riesgo ambiental. Ciertos clientes importantes pueden ser servidos por las refinerías de manera directa. Así es como una central eléctrica recibirá su fuel-oil directamente por poliducto o por camiones cisternas. Los poliductos son sistemas de cañerías destinados al transporte de hidrocarburos o productos terminados. A diferencia de los oleoductos

convencionales

-dedicados

exclusivamente

al

transporte de petróleo crudo-, los poliductos transportan una gran variedad de combustibles ya procesados en la refinería. A través de

ellos

pueden

trasladarse

principalmente

kerosene,

combustibles para aviación, naftas, gas oil y gases. El transporte se realiza en baches sucesivos. Sucede normalmente que un poliducto de grandes dimensiones contenga cuatro o cinco productos diferentes en distintos puntos de su recorrido, que son entregados en la terminal de recepción o en estaciones intermedias ubicadas a lo largo de la ruta. Para esta operación se programan los envíos: las presiones y la velocidad de desplazamiento de cada producto son controladas por medio de centros de computación. A condición de que se cumplan ciertas normas, el nivel de mezcla de los sucesivos productos que pasan 37


por el poliducto alcanza sólo a pocas decenas de metros cúbicos. Esto permite recuperar esta mínima fracción que pasó por el poliducto como producto de menor calidad, sin que se afecte la calidad final del producto. Las terminales de despacho son plantas de almacenamiento, donde se acopian los combustibles enviados desde las refinerías, a la espera de su carga en los camiones cisterna que abastecen a las estaciones de servicio. Además de los grandes tanques de almacenaje, un elemento central de estas terminales es el Laboratorio de Control de Calidad.

3.1.7. LA COMERCIALIZACIÓN En este eslabón se realizan todas aquellas actividades de carácter comercial, para colocar los productos a disposición de los usuarios. Normalmente se utilizan distribuidores mayoristas o minoristas.

38


CAPITULO

IV:

BENEFICIOS

GENERADOS

POR

EL

DESARROLLO DE LA ACTIVIDAD DE HIDROCARBUROS El mayor beneficio que recibe un país que se autoabastezca de hidrocarburos, es la garantía que su desarrollo económico se podrá lograr con una menor dependencia externa.

4.1.

BENEFICIOS MACROECONÓMICOS La economía del Perú cuenta con ventajas comparativas, lo que se ha evidenciado con el crecimiento que han experimentado las exportaciones, provenientes de la minería y la agro exportación. Aunque tiene probadas reservas de energía, como las del gas de Camisea, mantiene una Balanza Comercial deficitaria en hidrocarburos por la importación de gasolina y otros productos derivados de la petroquímica, dada la insuficiente oferta nacional de estos productos, ante la creciente demanda energética por el crecimiento económico de los últimos años. Bajo este contexto el desarrollo de la actividad de hidrocarburos beneficiará de manera importante al país en su conjunto, así tenemos: 

Coopera con el sustento del crecimiento económico sostenido en el largo plazo.



Generará más puestos de trabajo y servicios sociales.



Mejorará la balanza comercial de hidrocarburos.



Permitirá cambiar la matriz energética basada en la mayor utilización del gas natural.



Generará mayores recursos para el Estado Peruano vía impuestos y regalías.

Generará recursos adicionales para



las Regiones y los Gobiernos locales mediante el canon y sobre canon. 

Permitirá el desarrollo de la industria Petroquímica, con lo que se reducirá la dependencia por la importación de 39


insumos básicos y fertilizantes, necesarios para el desarrollo de la agricultura y otras actividades manufactureras.

4.2.

BENEFICIOS LOCALES Y REGIONALES 4.2.1. IMPUESTOS Los Contratistas estarán sujetos al régimen tributario común del Impuesto a la Renta, a las normas específicas que en esta Ley se establecen y se rigen por el régimen vigente al momento de la celebración del Contrato.

4.2.2. REGALÍAS Una vez iniciada la etapa de explotación de hidrocarburos, el Contratista debe efectuar el pago de regalías al Estado en función a la producción fiscalizada. La regalía es un porcentaje de la producción fiscalizada de acuerdo con los mecanismos de valorización y de pago que se establecen en el Contrato y en la Ley de

la materia, teniendo en cuenta que los hidrocarburos líquidos serán valorizados sobre la base de precios internacionales y el gas natural

sobre la base de precios de venta en el mercado nacional

4.2.3. CANON Y SOBRECANON El canon y sobrecanon son las entregas de dinero que transfiere el Estado Peruano a través de PERUPETRO a favor de las Regiones por la explotación del petróleo, gas y líquidos de gas natural. Es decir, el canon y el sobre canon, son la participación efectiva de la que gozan los Gobiernos Locales y Regionales de los ingresos obtenidos por el Estado en la explotación de hidrocarburos. Hasta la promulgación de la Ley del Canon en el año 2001, cada Región contaba con una norma específica que determinaba el porcentaje del Canon o Sobrecanon correspondiente: así tenemos que a las regiones de Loreto, Piura y Ucayali les correspondía como Canon el 10% del valor de la producción de su Región, así

40


como también, a Tumbes, Loreto y Ucayali les correspondía como Sobre canon el 2.5%.

4.2.4. RENTA PETROLERA La renta petrolera producto de la actividad de hidrocarbu ros otorga beneficios a: a. A las empresas: la renta es su utilidad anual. b. Al Estado: a través de las regalías recaudadas. Adicionalmente las empresas pagan impuesto a la renta, derechos de importación, IGV, etc.

41


CAPITULO V: EMPRESAS DE HIDROCARBUROS 5.1.

LAS EMPRESAS DE HIDROCARBUROS Es una persona natural o jurídica, nacional o extranjera, que desarrolla actividades de exploración y/o explotación de hidrocarburos, para lo cual cuenta con los recursos técnicos y financieros adecuados y en su organización empresarial debe contar con profesionales altamente calificados para dichas actividades. Estas empresas realizan inversiones para explorar las posibilidades de encontrar hidrocarburos en los países donde operan. En el Perú, según la legislación vigente, es la empresa la que invierte y no el Estado Peruano. El Estado a través de PERUPETRO concede los permisos para operar en el país, luego del cumplimiento de los requisitos establecidos por Ley.

5.1.1. REQUISITOS QUE DEBE CUMPLIR PARA OPERAR EN EL PAÍS Las empresas extranjeras, para operar en el país deben establecer sucursales o crear una nueva sociedad en el Perú conforme a Ley, fijar domicilio en Lima, nombrar mandatario de nacionalidad peruana y celebrar contratos con PERUPETRO, para lo cual deben estar previamente calificadas.

5.1.2. LA CALIFICACIÓN DE EMPRESAS DE HIDROCARBUROS Es la determinación de la capacidad legal, técnica, económica y financiera de una Empresa para cumplir con las obligaciones contractuales, en función de las características del área solicitada, de las Inversiones previsiblemente requeridas y el estricto cumplimiento de las normas de protección ambiental. La calificación se realiza de conformidad con una norma que regula el procedimiento a ser aplicable, así como las exigencias del Estado Peruano como parámetros establecidos. Para iniciar negociaciones de un contrato con PERUPETRO, toda empresa petrolera deberá contar con la Constancia de Calificación.

42


5.1.3. RESPONSABILIDADES

TÉCNICAS

Y

ECONÓMICO-

FINANCIERAS La principal responsabilidad de las empresas de hidrocarburos es someterse al cumplimiento de la normativa legal existente en el Perú, velando por el cuidado a socio-ambiental en su desarrollo. Las responsabilidades operativas de las empresas de hidrocarburos se clasifican en: -

Responsabilidades técnicas y económico-financieras

-

Responsabilidades de seguridad y salud en el trabajo

a. Responsabilidades técnicas y económico-financieras Al suscribir un Contrato, el Contratista se compromete a proporcionar todos los recursos técnicos y económicofinancieros que sean necesarios para la ejecución de las actividades propias del Contrato. Cuando el Contratista inicia la fase de explotación, luego de haber

realizado

un

descubrimiento

comercial

de

hidrocarburos, la primera acción que debe ejecutar es elaborar y presentar a PERUPETRO un Plan inicial de desarrollo, que resume las actividades básicas y estimadas que corresponden al proyecto de explotación que se llevará a cabo. Este plan es ajustado conforme se avance en el desarrollo y según los resultados que se vayan obteniendo.

b. Responsabilidades de seguridad y salud en el trabajo Las empresas están obligadas a cumplir con el Reglamento de Seguridad para las Actividades de Hidrocarburos que recogen los códigos de las normas y estándares internacionales; así como las normas nacionales, para proteger y prevenir accidentes de los trabajadores de las empresas operadoras. Asimismo, las empresas tienen la obligación de formular el Programa Anual de Actividades de Seguridad (PAAS) y el Reglamento Interno de Seguridad Integral (RISI); un Estudio

43


de Riesgos y un Plan de Contingencia. Todos ellos deben contar

con

las

aprobaciones

de

los

organismos

gubernamentales según lo establece la Ley.

5.1.4. EL PLAN DE CONTINGENCIA El Plan de Contingencia es un Plan que formulan las empresas en el que se establece la forma en que se prevé cubrir las siguientes eventualidades: -

Incendio, explosión, fugas

-

Derrame

-

Sismos

-

Emergencias con materiales peligrosos

-

Accidentes de tránsito

-

Inundación, huaycos o deslizamientos de tierra

-

Emergencias operativas

-

Accidentes con múltiples lesionados

-

Siniestros

-

Otros

Los Planes de Contingencia, también son documentos que se elaboran para el caso de presencia de comunidades indígenas o nativos en situación de aislamiento o en contacto inicial. El Reglamento de Seguridad para las actividades de hidrocarburos es una norma importante toda vez que actualiza la legislación sobre seguridad vinculada a la actividad, desarrollando con mayor amplitud aspectos propios como el entrenamiento al personal y subcontratistas, así como la dotación de equipos de protección. Regula la seguridad de las actividades de hidrocarburos en sus etapas de exploración y explotación de hidrocarburos, en todo lo que significa protección y seguridad industrial, desde las características de la infraestructura básica y compleja, medidas para el control de fugas y escapes, las medidas de seguridad de

44


equipos y maquinarias, instalaciones eléctricas y tuberías; y las especificaciones respecto a los sistemas contra incendios, manipuleo de materiales peligrosos, radiactivos y explosivos. Actualiza las disposiciones sobre operaciones en mar, refinerías, plantas de procesamiento y medios de transporte; así como los registros y comunicaciones continuas que debe existir con la autoridad ambiental del sector y el organismo de supervisión y fiscalización OSINERGMIN.

5.2.

EMPRESAS MAS IMPORTANTES DEL PERU DEL SECTOR DEL GAS En cuanto al sector del petróleo y del gas las diez empresas más importantes del Perú son: PetroPerú, Refinería La Pampilla S.A.A, Primaz, Repsol Comercial-Recosac, Peruana de Combustibles (Grupo Pesca), Perú LNG, Pluspetrol Perú Corporation, Hunt Oil Compant SP, Petrobras Energía Perú y Pluspetrol Norte.

Las inversiones en este sector han ido aumentando con el paso de los años, por ejemplo, en el año 2012 se invirtieron US$ 1.516 millones en hidrocarburos, mientras que en el año 2011 la inversión era menor, de US$ 1.361 millones.

45


Por otra parte, la producción de gas natural en el Perú en el 2013 fue más de 1.100 millones de pies cúbicos diarios. Además, alrededor de 65.000 barriles es la producción diaria en el Perú de petróleo. También hay que destacar que casi el 50% de incremento se produjo en las transferencias de canon y sobrecanon de petróleo en el Perú en al año 2012. Hay una gran cantidad de empresas importantes del Perú que pertenecen al sector del petróleo y gas, es decir, un total de 42 empresas de este sector se encuentran entre las 500 mejores. Además 7 de estas empresas facturaron más de US$ 1.000 millones. Por último, destacar que la participación de estas empresas del sector de petróleo y gas en el sector llega al 16%. Esta es una selección de las empresas más importantes del Perú del sector del petróleo y del gas.

46


CAPITULO VI: MERCADOS 6.1.

MERCADO INTERNACIONAL DE GLP A nivel mundial el consumo de GLP se encontraba aproximadamente en 7.6 millones de barriles por día en el año 2009, siendo sus principales usos los de calefacción y cocción de alimentos. Los mercados internacionales se encuentran agregados en siete grandes regiones, siendo Asia y Oceanía, Norteamérica y Europa las principales; Latinoamérica es la cuarta región en importancia y se estima que representa el 12% del consumo mundial. El mercado regional más grande, compuesto por Asia y Oceanía, tiene a China como su principal consumidor; el consumo en este país asciende aproximadamente al 9% del GLP adquirido a nivel mundial. El segundo mayor consumidor en esta región es Japón con el 7% del consumo mundial. El segundo mercado más importante se encuentra conformado por Estados Unidos yCanadá. Este mercado regional era, hasta hace algunos años, el mercado más grande; sin embargo, fue desplazado por Asia y Oceanía.

6.2.

COTIZACION DEL GLP INTERNACIONAL Y EN EL MERCADO LOCAL Uno de los principales precios de referencia del GLP en la región Norteamérica es la cotización del propano en el mercado SPOT de Mont Belvieu, ubicado en la Costa del Golfo de los Estados Unidos, el cual es un importante referente debido a su gran capacidad para recibir y despachar propano, así como para su almacenamiento subterráneo. El Precio del GLP en el Perú. De acuerdo al marco normativo actual, los precios del GLP y en general de los combustibles líquidos derivados del petróleo se encuentran determinados por la oferta y la demanda en el Perú. Sin embargo, con el fin de evitar que la alta volatilidad de los precios internacionales del petróleo crudo y sus derivados se traslade a los consumidores finales, el Poder Ejecutivo creó el “Fondo para la Estabilización de Precios de los Combustibles Derivados del Petróleo” en 47


el año 2004; el GLP fue incluido en el ámbito de aplicación del mencionado fondo a partir de abril de 2007, mediante el Decreto de Urgencia 011 – 2007 que declaró en emergencia el mercado de GLP. EL FEPC emplea los denominados Precios de Paridad. En primer lugar se encuentra el Precio de Paridad de Importación, el cual se calcula simulando la importación eficiente de un producto de referencia internacional (el propano de Mont Belvieu para el caso del GLP), el cálculo incorpora los costos en los que incurriría un importador eficiente en adquirir, transportar y despachar este producto obteniendo un margen comercial mayorista promedio. En segundo lugar se encuentra el Precio de Paridad de Exportación, el cual en el caso del GLP es un valor teórico que se determina como el promedio del precio de los productos marcadores en el mercado de la Costa del Golfo de los Estados Unidos, para la mezcla típica del Perú; a este valor se le añade, el costo de transporte marítimo entre los puertos de Pisco y Lima, y además, los gastos de recepción, almacenamiento y despacho más eficientes. El precio que los consumidores finales de GLP pagan, depende de diversos factores; como se explicó, en el primer nivel de la cadena de comercialización este precio se encuentra relacionado con los precios internacionales y la aplicación del FEPC. Otro elemento a considerar es la carga tributaria que es aplicada sobre el GLP, actualmente, en la comercialización de este producto sólo se aplica el Impuesto General a las Ventas (IGV)12 a diferencia de otros combustibles líquidos a los que se les aplica otros impuestos adicionalmente. Luego, dependiendo de la ubicación y de la forma como es entregado a los usuarios, los agentes de la cadena de comercialización agregarán al precio los costos y márgenes correspondientes a cada una de sus actividades. Estos costos principalmente se encuentran relacionados con las actividades de transporte, envasado (cuando corresponde) y comercialización a nivel minorista. En una sección posterior se explicará con mayor detalle cómo se conforma la cadena de comercialización de GLP y los problemas que se presentan en la misma.

48


CAPITULO VII: NOTICIAS 7.1.

NOTICIAS DE GAS EN EL PERÚ 7.1.1. CÁLIDDA PROYECTA QUE REDES DE GAS NATURAL LLEGARÁN A ANCÓN EN 2019 El objetivo de Cálidda es llevar energía barata a los domicilios y desarrollar el Parque industrial en el distrito de Ancón. Luego llegarán a Huacho y Huaral con gas virtual Se vienen realizando los estudios técnicos para extender las redes de gas natural – cuyo tubo actualmente en día termina en Puente Piedra – hasta el distrito de Ancón en el 2019, indicó hoy el gerente general de la empresa de distribución Cálidda, Jorge Olazabal. El objetivo es llevar energía barata a los domicilios y desarrollar el Parque industrial en dicha zona. “En dicha zona se tiene previsto hacer un parque industrial. Además, se quiere instalar un centro de transporte público que pueda conectar toda esa zona con Lima y para ello los transportistas nos han solicitado que llevemos el gas con el fin de que los buses puedan recargarse de combustibles”, indicó. “Ancón está a pocos kilómetros de Puente Piedra, donde tenemos el punto final del tubo en este m omento. Este año estamos haciendo los estudios para comenzar las obras en el segundo semestre del 2018 y con ello tener gas en Ancón en el 2019”, agregó. HAS TA HUAC HO

Jorge Olazabal dijo que el siguiente destino será Huaral y Huacho a través del gas virtual, sistema que utiliza camiones para su transporte. “Hemos decidido llevar gas natural a la zona norte de la región Lima mediante gasoductos virtuales. Estamos proyectando llevar gas mediante tubos hasta Ancón para luego comprimirlo y llevarlo mediante camiones a esas zonas”, apuntó. Por el sur de Lima, resaltó que en dos meses se estará llevando gas natural al distrito de Imperial en la provincia de Cañete a través de las redes. “El primer cliente en Cañete es un industrial (la empresa Protisa) y

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luego comenzaremos a vender a la población”, apuntó. Las empresas funcionan como anclas para expandir la distribución en el país.

7.1.2. SNMPE: CÓMO MASIFICAR EL USO DEL GAS NATURAL EN EL PERÚ El Estado busca masificar el uso del gas a través de un mercado regulado, indicó Álvaro Ríos durante la conferencia “Beneficios de la masificación del Gas Natural en el Perú”, organizado por la Sociedad Nacional de Mineria, Petróleo y Energía (SNMPE). Álvaro Ríos, socio director de la consultora Gas Energy Latin America, manifestó que la conversión, es lenta pero segura, de la matriz energética del país hacia el gas natural permite el ahorro de US$ 1,164 millones al año, por reemplazo de combustibles líquidos. “Se estiman ahorros anuales de alrededor de US$ 1,164 millones. El Gas Natural realmente le ha dado ese plus en la economía peruana, en uno de sus sectores que es el área de Lima y Callao. Creo que esto debería tratar de llegar a otras zonas y regiones del Perú”, añadió. Asimismo, agregó que el ahorro se da a nivel de gastos para las empresas y de divisas al país por incautaciones de petróleo y gasolinas. El más grande ahorro proviene del sector industrial, que ahorra US$ 553 millones anuales. Esto reemplaza a los combustibles residuales, carbón y diesel. En tanto, en uso de gas natural vehicular se ahorró US$ 300 millones, por sustitución de las gasolinas. En generación de energía y en el sector Residencial se ahorraron US$ 248 millones y US$ 63 millones, respectivamente. Por otro lado, Ríos precisó que la generación eléctrica también ha visto ahorros. “Se ha ahorrado muchísimo dinero por la generación de energía eléctrica, especialmente en el proyecto Camisea entre el 2004 y el 2006. Los costos de generación térmica con Camisea son muchos menores a los que hubieran sido sin el proyecto.

50


7.1.3. PPK: EN UN MES GAS NATURAL PUEDE LLEGAR A 11 REGIONES DEL PERÚ El nuevo terminal de carga de camiones de gas natural licuado (GNL) permitirá que se pueda llegar con el producto a 11 regiones del país. El terminal permitirá el abastecimiento de GNL comprimido en camiones cisternas especiales para transportar dicho combustible hasta 12 estaciones de regasificación ubicadas en Chimbote, Trujillo, Huaraz, Cajamarca, Chiclayo, Lambayeque, Pacasmayo, Arequipa, Moquegua, Ilo y Tacna El nuevo local estará ubicado en la planta de licuefacción de Pampa Melchorita, en Cañete (km 163 Panamericana Sur). Es aquí donde el GNL comprimido será llevado a las ciudades donde será transformado en gas seco. Luego se distribuirá a través de redes de conexión a viviendas, comercios, estaciones de servicio. Las empresa Gases del Pacífico – Quavii distribuirá a Cajamarca, Lambayeque, Chiclayo, Pacasmayo, Trujillo, Chimbote y Huaras; mientras que, Gas Natural Fenosa lo hará hacia el sur en Arequipa, Moquegua, Ilo y Tacna. Este terminal facilitará de gas natural a más 30 mil hogares en su primer año, y a 200 mil hogares en el octavo año. Gas a las regiones “En un mes puede llegar el gas (natural) porque ya está todo construido. La energía es la fuerza de la economía y me es muy grato estar aquí”, manifestó el Presidente de la República, Pedro Pablo Kuczynski, quien asistió a la inauguración del terminal. “Las regiones van a poder ser más competitivas, más productivas y más amigables al medio ambiente. Creemos que esta es la manera en que la revolución social se logra”, dijo la ministra de Energía y Minas, Cayetana Aljovín, también presente. Inversión Perú LNG invirtió US$ 17 millones en este terminal que cuenta con capacidad para 240 mil galones por día de GNL. El terminal proveerá a los camiones T3S3 con contenedores criogénicos de 13 mil galones (50 m3) de capacidad a una tasa de carga de 90m3 por hora. La terminal cuenta con un centro de control, estación de despresurización, ductos para 51


trasladar el gas desde la planta, mecanismos de seguridad, sistemas eléctricos, comunicaciones y otros. Perú LNG es una empresa con 4 accionistas. La estadounidense Hunt Oil Company tiene un 50%; SK Innovation (Corea del Sur) tiene 20%; Shell (Holanda) posee un 20%; y Marubeni (Japón) cuenta con un 10% de accionariado.

52


CAPITULO VIII: CONVENIOS Y CONTRATOS 8.1.

CONVENIOS Y CONTRATOS 8.1.1. LOS CONVENIOS Mediante la firma o suscripción de Convenios y Contratos entre empresas calificadas y PERUPETRO en representación del Estado Peruano, se formalizan las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. El desarrollo de estas actividades requiere de empresas especializadas que cuenten con experiencia, tecnología, capacidad financiera y personal especializado. En el país, hay áreas que no fueron de interés de los inversionistas por estar ubicadas en zonas remotas, y por consiguiente los costos de exploración, explotación y transporte, resultaban altos. En consecuencia, en estas zonas no se cuenta con estudios, evaluaciones o sísmica. En la medida que existan estas áreas se requiere que se promueva la suscripción de Convenios, para ponerlas en valor, e iniciar su promoción y posterior exploración. La información que se registre a través de estos Convenios incrementará cualitativa y cuantitativamente el Banco de Datos1 de PERUPETRO.

8.1.2. CLASIFICACIÓN DE LOS CONVENIOS a. Convenio de Evaluación Técnica ( CET) Es el convenio suscrito por PERUPETRO con una empresa petrolera, con la finalidad de detectar a qué profundidad se encuentran las diferentes capas o formaciones en el subsuelo. Los estudios que realizan son: Aero gravimétricos y Aero magneto métricos, en una primera aproximación, 1 Política de Convenios de PERUPETRO del 20 de noviembre de 2004. Los Convenios este tipo de convenios no llega a fase sísmica y son de corta duración (máximo 24 meses).

b. Convenio de Evaluación para Promoción (CEP) Es el Convenio suscrito por PERUPETRO con empresas petroleras, consultoras petroleras o empresas de servicios 53


petroleros, en los que éstas realizan estudios técnicos en áreas específicas con la información existente, aplican o plantean nuevos conceptos, nuevas interpretaciones o nuevos modelos de exploración, a fin de poner en relieve las probabilidades de éxito exploratorio, y posteriormente realizar acciones de mercadeo sobre los estudios efectuados, entre las empresas petroleras para interesarlas en la suscripción de un Contrato.

c. Otros Convenios Son Convenios autorizados por el Directorio de PERUPETRO que por no estar definidos específicamente se les da el nombre más apropiado de acuerdo al objeto del mismo. Todos estos otros Convenios son aprobados por la Gerencia General, con informe al Directorio de PERUPETRO.

8.1.3. LOS CONTRATOS Los contratos para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos se pueden realizar bajo dos formas: 6 Contrato de Licencia 6 Contrato de Servicios Todos los contratos deben ser aprobados por Decreto Supremo refrendado por los Ministros de Economía y Finanzas y de Energía y Minas. Luego de ser aprobados y suscritos, sólo podrán ser modificados por acuerdo escrito entre las partes y aprobados también por Decreto Supremo. La fecha de inicio de la vigencia de un contrato, normalmente es a los 60 días de la fecha de suscripción. La suscripción de un Contrato de Hidrocarburos no implica el inmediato inicio de actividades, toda vez que existen una serie de exigencias legales previas que deben ser cumplidas para que ellas procedan, estas son las correspondientes a los aspectos ambientales y sociales. Asimismo, los Contratos celebrados al amparo de la Ley de Hidrocarburos, no autorizan al Contratista a explorar ni a explotar ningún otro recurso natural, estando obligados a informar apropiada y oportunamente acerca de sus hallazgos a

54


PERUPETRO y a la autoridad competente, especialmente aquellos que sean de carácter arqueológico o histórico.

a. Contratos de Licencia Los suscribe PERUPETRO con el Contratista, otorgándole la autorización de explorar y/o explotar hidrocarburos en el área del Contrato debiendo pagar regalías al Estado Peruano. La regalía es el importe en dinero que el Contratista paga al Estado, a través de PERUPETRO, por el derecho que el Estado le otorga para extraer y disponer de los Hidrocarburos que se producen en el Área de Contrato y está en función del volumen de producción y del precio con el que esta producción es valorizada, según reglas de mercado. Contratos de Servicios Los suscribe PERUPETRO con el Contratista, para que éste ejercite las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en el área de Contrato, recibiendo una retribución en función a la Producción Fiscalizada, es decir a los hidrocarburos producidos y medidos bajo términos y condiciones acordados en el contrato. En los contratos por servicios, la propiedad de los hidrocarburos no es del contratista sino de PERUPETRO, en representación del Estado Peruano. Por esta razón, el ingreso del Estado en este caso está constituido por el importe de la venta de los hidrocarburos producidos menos el importe que el Estado le paga al Contratista como retribución.

8.1.4. PROCEDIMIENTOS PARA SUSCRIBIR CONTRATOS Procedimientos para suscribir contratos de exploración y explotación Los procedimientos para suscribir contratos de exploración y/ o explotación se realizan de acuerdo a lo establecido en la Ley Orgánica que norma las actividades de hidrocarburos en el Perú, Ley Nº 26221. Los contratos de exploración – explotación se pueden celebrar: Por Negociación directa. Por convocatoria (a través de procesos de selección iniciados desde el año 2007 y que 55


ha implicado un incremento importante de contratación petrolera con mejores condiciones en cuanto a inversión en prospección como pago de regalías).

56


CAPITULO

IX:

RESPONSABILIDADES

SOCIALES

Y

AMBIENTALES DE LAS EMPRESAS 9.1.

RESPONSABILIDADES AMBIENTALES La actividad de hidrocarburos en la actualidad, tiene como prioridad considerar las experiencias de hace más de tres décadas, para dar paso a una industria con conciencia ambiental. El Estado Peruano y las propias empresas operadoras, han venido adaptando los mejores estándares ambientales internacionales existentes para la realización de actividades de hidrocarburos de forma tal que dichas exigencias se encuentren contempladas en normas legales, técnicas, manuales y protocolos de actuación que solo inciden en el cuidado ambiental respecto al desarrollo de las actividades de hidrocarburos. No en vano, el Artículo I del Título Preliminar del Reglamento de Protección Ambiental para las Actividades de Hidrocarburos aprobado por Decreto Supremo Nº 015-2006-EM, establece como premisa básica: “Las actividad de Hidrocarburos, de acuerdo a la legislación ambiental, se rigen por: “La necesidad de compatibilizar el equilibrio ecológico con el desarrollo, incorporando el concepto de “desarrollo sostenible” en las activi dades de hidrocarburos, a fin de permitir a las actuales generaciones satisfacer sus necesidades sociales, económicas y ambientales, sin perjudicar la capacidad de las futuras generaciones de satisfacer las propias”.

La vida diaria de las personas así como las diversas actividades económicas en las que se desenvuelven, generan impactos ambientales de todo tipo. El objetivo es que las actividades económicas en particular, prevengan situaciones de riesgo a través del diseño e implementación de medidas para evitar daños ambientales. La conciencia ambiental es un esfuerzo de todos y en la actividad de hidrocarburos se materializa en sus diversas etapas, desde las actividades de exploración, explotación, refinación, procesamiento, transporte, comercialización, al macenamiento, y distribución de Hidrocarburos, durante su ciclo de vida, con el fin primordial de prevenir, controlar, mitigar, rehabilitar y remediar los

57


Impactos Ambientales derivados de tales actividades, para propender al desarrollo sostenible y de conformidad con el ordenamiento normativo ambiental.

¿Cuáles son las responsabilidades ambientales? La prevención se realiza a través del uso de los instrumentos de gestión

ambiental1 y la conciencia ambiental se comparte con la propia población al promover su participación continua durante todo el proyecto hidrocarburífero. La legislación ambiental de hidrocarburos ha aprobado Límites Máximos Permisibles para suelos, aire, ruido y agua, entre otros aspectos que permite medir el desarrollo de la actividad y el impacto que estén generando, lo cual es supervisado continuamente por la OSINERGMIN entre otras entidades especializadas. Algunas especificaciones incorporadas en el Reglamento de Protección Ambiental: 

Para la realización de actividades de hidrocarburos en el lote, se deberá dar preferencia al uso de medios fluviales y aéreos y de ser el caso se aprovechará el uso de trochas y caminos existentes.



De ser necesario el corte de vegetación para realizar trochas, estas tendrán un desbroce máximo de 2 m de ancho.



No se colocarán hidrocarburos en recipientes abiertos ni en pozas de tierras.



Se deberá contar con tanques de almacenamiento de hidrocarburos con diques que permita retención de volúmenes importantes.



Se deberá contar con al menos un sistema de quemado de gases para emergencias.



Los residuos sólidos (basura generada en campamentos) deben ser procesados y dispuestos en rellenos sanitarios. Se prohíbe desechar residuos industriales o domésticos en los ríos, lagos, lagunas, mares o cualquier otro cuerpo de agua.

Los lodos cuidadosamente manejados deben depositarse en



recipientes adecuados, se prohíbe el uso de pozos de tierra. 

Terminadas las actividades, deberá rehabilitarse la zona conforme al plan de abandono.

58




No se permite descargar al aire los fluidos producidos. Los líquidos serán recibidos en recipientes cerrados y los gases serán quemados o reinyectados.

La disposición final del agua de producción se efectuará por



reinyección al pozo, se prohíbe echarla a ríos, lagos, mar.

9.2.

ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL Las empresas son responsables de los impactos ambientales que se producen por emisiones atmosféricas, descargas de efluentes líquidos, disposición de residuos sólidos y de los ruidos. El medio a través del cual se establecen y definen estos compromisos, se encuentra contenido en los Estudios de Impacto Ambiental que son aprobados por el Ministerio de Energía y Minas. Son estudios que contienen la caracterización del medio físico y biológico, así como la línea base social, la evaluación de los impactos ambientales, las medidas preventivas y de carácter correctivo con el objeto de mitigar, mantener y restaurar, en lo posible, la estabilidad ecológica en el área de un lote petrolero a ser explorado y/o explotado. Son de carácter obligatorio para las empresas de hidrocarburos. Todos los estudios ambientales e instrumentos contemplados en la normatividad nacional, tales como el Estudio de Impacto Ambiental Semi detallado (EIA-sd), el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) o el Plan de Manejo Ambiental (PMA) así como todo estudio de Línea de Base deben incluir un Plan de Participación Ciudadana y un Plan de Relacionamiento con la Comunidad desde la fase de implementación del proyecto. Es importante considerar que desde el inicio de la formulación de los Estudios Ambientales hasta su presentación ante la autoridad competente y una vez aprobados, se cuenta con la participación e involucramiento de la población del área donde se realizarán las actividades. Asimismo, es importante mencionar que estos estudios se realizan en cada etapa que comprende el proceso de exploración y explotación, inclusive hay también responsabilidad por los impactos ambientales provocados por las actividades que demande lo que se conoce con el

59


nombre del Plan de Abandono que se formula y lleva a cabo cuando una empresa concluye operaciones. Las empresas calificadas por PERUPETRO, están aplicando los reglamentos y estándares ambientales nacionales, y en algunos casos incorporando medidas adicionales (estándares internacionales) a las obligatorias en respuesta a una buena práctica ambiental.

9.3.

LA RESPONSABILIDAD SOCIAL En la actualidad se utiliza el término responsabilidad social como “el compromiso voluntario de las empresas de contribuir al Desarrollo Económico Sostenible en las zonas donde operan para mejorar su calidad de vida”. Es decir desarrollar un modelo de trabajo y de organización que permita retribuir a la sociedad lo que se toma de ella y mantener relaciones de sana convivencia y beneficio de todos con el desarrollo de la actividad. La actividad de hidrocarburos cuenta con importantes casos de inversión en Responsabilidad Social con la población del área del lote, así como con respecto a la Sociedad peruana en general. Lo que se busca es distribuir los beneficios relacionados a la actividad de hidrocarburos de la transferencia del canon y sobre canon, y de la contribución de la industria a través de sus impuestos.

9.4.

EL PLAN DE RELACIONES COMUNITARIAS Y EL PLAN DE PARTICIPACIÓN CIUDADANA Para todos es sabida la importancia que la explotación del petróleo tiene para la economía nacional. La discusión en todo el mundo, desde hace más de un siglo, es cuánto se benefician las comunidades y los países que producen petróleo y cuáles son los riesgos que la explotación de este recurso natural conlleva. La responsabilidad del Estado es decidir cómo equilibrar la necesidad que el país tiene del desarrollo de la industria de hidrocarburos con el desarrollo social, por esta razón considera la participación ciudadana en la gestión ambiental como parte del proceso de información y difusión pública, consagrados como derechos fundamentales señalados en la Constitución Política del Perú.

60


Esta participación debe darse con relación a las actividades que desarrollará la empresa, a las normas que las rigen y a los estudios ambientales de los proyectos de hidrocarburos, permitiendo la recolección de criterios y opiniones de la comunidad sobre los mismos y sus implicancias ambientales, a fin de enriquecer la información con los conocimientos y experiencias locales, en estricta aplicación del Convenio 169 de la OIT. La participación ciudadana es el proceso de intercambio de información de doble vía, por un lado el Estado y el contratista y por el otro, la población implicada, y se rige de acuerdo al Reglamento de Participación Ciudadana para la realización de Actividades de Hidrocarburos.7 Se consideran dos tipos de Planes: 

Plan de Participación Ciudadana durante la elaboración y evaluación de los Estudios Ambientales.



Plan de Participación Ciudadana posterior a la aprobación de los Estudios Ambientales, que se desarrollará durante la vida del proyecto y que forma parte del Plan de Relaciones Comunitarias. Para mayor ilustración a continuación se presentan los flujogramas sobre la participación ciudadana.

9.5.

INSTITUCIONES QUE VELAN POR EL CUMPLIMIENTO DE LAS RESPONSABILIDADES DE LAS EMPRESAS PETROLERAS Las normas legales vigentes establecen las competencias institucionales, asignando funciones a las instituciones gubernamentales que determinan las reglas del juego con el propósito de que el desarrollo de actividades en hidrocarburos se realice considerando la protección del medio ambiente y de manera armoniosa en su relación con las comunidades asentadas en el ámbito geográfico donde éstas actúan. El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) y PERUPETRO , en

representación del Estado, cumplen un rol de promoción de la inversión privada en hidrocarburos velando por el uso sostenible, responsable, racional y ético de los recursos hidrocarburíferos.

61


El Estado otorga a PERUPETRO el derecho de propiedad sobre los hidrocarburos extraídos, lo que le permite celebrar Convenios y Contratos así como transferir la propiedad de los hidrocarburos a los Contratistas. Asimismo, propone al Ministerio de Energía y Minas otras opciones de políticas relacionadas con la exploración ¿Hay organismos que velan por el cumplimiento de estas obligaciones? y explotación de Hidrocarburos y coordina con las entidades correspondientes, el cumplimiento de las disposiciones relacionadas con la preservación del medio ambiente. OSINERGMIN es el organismo encargado de la supervisión y fiscalización del cumplimiento de la normatividad vigente para el desarrollo de las actividades de hidrocarburos, en materia de seguridad y de protección del medio ambiente. E l Minis terio del Ambiente , es el organismo del Poder Ejecutivo, rector

del sector ambiental, que desarrolla, dirige, supervisa y ejecuta la política nacional del ambiente, cumpliendo la función de promover la conservación y el uso sostenible de los recursos naturales, la diversidad biológica y las áreas naturales protegidas que permita contribuir al desarrollo integral social, económico y cultural de la persona humana, en permanente armonía con su entorno, y así asegurar a las presentes y futuras generaciones el derecho a gozar de un ambiente equilibrado y adecuado para el desarrollo de la vida.

62


CAPITULO X: NORMAS CONTABLES Y TRIBUTARIAS 10.1. NORMATIVA CONTABLE ACEPTADA INTERNACIONALMENTE 10.1.1. NIIF 6: EXPLORACIÓN Y EVALUACIÓN DE RECURSOS MINERALES a. OBJETIVO: 

El objetivo de esta NIIF es especificar la información financiera relativa a la exploración y la evaluación de recursos minerales.



Se requiere en esta NIIF, las determinadas mejoras en las prácticas contables existentes para los desembolsos relacionados con la exploración y evaluación, que las entidades que reconozcan activos para exploración y evaluación realicen una comprobación del deterioro del valor de los mismos de acuerdo con esta NIIF, y valoren el posible deterioro de acuerdo con la NIC 36 Deterioro del valor de los activos, revelar información que identifique y explique los importes que surjan, en los estados financieros de la entidad, derivados de la exploración y evaluación de recursos minerales, a la vez que ayude a los usuarios de esos estados financieros a comprender el importe, calendario y certidumbre asociados a los flujos de efectivo futuros de los activos para exploración y evaluación reconocidos.

b. ALCANCE: 

Una entidad aplicará esta NIIF a los desembolsos relacionados con la exploración y evaluación en los que incurra.



La NIIF no aborda otros aspectos relativos a la contabilización de las entidades dedicadas a la exploración y evaluación de recursos minerales.



La entidad no aplicará la NIIF a los desembolsos en los que haya incurrido: Antes de la exploración y evaluación de los recursos minerales, tales como desembolsos en los que la 63


entidad incurra antes de obtener el derecho legal a explorar un área determinada, después de que sea demostrable la factibilidad técnica y la viabilidad comercial de la extracción de un recurso mineral.

c. RECONOCMIENTO: 

Al desarrollar sus políticas contables, una entidad que reconozca activos para exploración y evaluación aplicará el párrafo 10 de la NIC 8 Políticas contables, cambios en las estimaciones contables y errores.



Los párrafos 11 y 12 de la NIC 8 establecen las fuentes y jerarquía normativa, así como las directrices que la dirección está obligada a considerar cuando desarrolle una política contable para una partida, cuando no sea aplicable específicamente una NIIF. Supeditado a lo dispuesto en los párrafos 9 y 10 siguientes, esta NIIF exime a una entidad de aplicar los párrafos citados de la NIC 8 a sus políticas contables para el reconocimiento y valoración de los activos para exploración y evaluación.

d. VALORACIÓN EN EL RECONOCIMIENTO: Los activos para exploración y evaluación se valorarán por su coste.

e. COMPONENTES DEL COSTE DE LOS ACTIVOS PARA EXPLORACIÓN Y EVALUACIÓN La entidad establecerá una política contable especificando los desembolsos que se reconocerán como activos para exploración

y

evaluación,

y

aplicará

dicha

política

uniformemente. Al establecer esta política, la entidad considerará el grado en el que los desembolsos pueden estar asociados con el descubrimiento de recursos minerales específicos. Los siguientes son ejemplos de desembolsos que podrían incluirse en la valoración inicial de los activos para exploración y evaluación (la lista no es exhaustiva):

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

Adquisición de derechos de exploración;



Estudios topográficos, geológicos, geoquímicos y geofísicos;



Perforaciones exploratorias;



Excavaciones;



Toma de muestras; y



Actividades relacionadas con la evaluación de la factibilidad técnica y la viabilidad comercial de la extracción de un recurso mineral.

Los desembolsos relacionados con el desarrollo de los recursos minerales no se reconocerán como activos para exploración y evaluación. De acuerdo con la NIC 37 Provisiones, pasivos contingentes y activos contingentes, una entidad reconocerá cualquier obligación en la que se incurra por desmantelamiento y restauración

durante

un

determinado

periodo,

como

consecuencia de haber llevado a cabo actividades de exploración y evaluación de recursos minerales.

f. VALORACIÓN POSTERIOR AL RECONOCIMIENTO Después del reconocimiento, la entidad aplicará el modelo del coste o el modelo de la revalorización a los activos para exploración y evaluación. Si se aplicase el modelo de la revalorización (ya sea el modelo contenido en la NIC 16 Inmovilizado material o el contenido en la NIC 38), se hará de forma coherente con la clasificación de esos activos.

g. PRESENTACION 

La entidad clasificará los activos para exploración y evaluación como materiales o intangibles, según la naturaleza de los activos adquiridos, y aplicará la clasificación de manera uniforme.



La entidad clasificará los activos para exploración y evaluación como materiales o intangibles, según la 65


naturaleza de los activos adquiridos, y aplicará la clasificación de manera uniforme.

h. RECLASIFICACIÓN

DE

LOS

ACTIVOS

PARA

EXPLORACIÓN Y EVALUACIÓN Un activo para exploración y evaluación no seguirá siendo clasificado como tal cuando la fiabilidad técnica y la viabilidad comercial de la extracción de un recurso mineral sean demostrables. Antes de proceder a la reclasificación, se evaluará el deterioro de los activos para exploración y evaluación, debiéndose reconocer cualquier pérdida por deterioro de su valor.

i. DETERIORO DEL VALOR Se comprobará el deterioro del valor de los activos para exploración y evaluación cuando los hechos y circunstancias sugieran que el importe en libros de un activo para exploración y evaluación puede superar su importe recuperable. Cuando esto suceda, la entidad valorará, presentará y revelará cualquier pérdida por deterioro del valor resultante de acuerdo con la NIC 36, excepto por lo dispuesto en el párrafo siguiente: La entidad establecerá una política contable para distribuir los activos para exploración y evaluación en unidades generadoras de efectivo o grupos de unidades generadoras de efectivo, con la finalidad de comprobar si tales activos han sufrido un deterioro en su valor. Cada unidad generadora de efectivo, o grupo de unidades a las que se impute un activo de exploración y evaluación, no podrá ser mayor que un segmento operativo determinado de acuerdo con

Al identificar si se ha deteriorado un activo para exploración o evaluación, y sólo para este tipo de activos, se aplicará el siguiente párrafo de esta NIIF en vez de los párrafos 8 a 17 de la NIC 36. En el párrafo 20 se emplea el término “activos”, pero es aplicable de forma equivalente tanto a los activos para

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exploración y evaluación independientes como a una unidad generadora de efectivo. Uno o más de los siguientes hechos y circunstancias indican que la entidad debería comprobar el deterioro del valor de los activos para exploración y evaluación (la lista no es exhaustiva): 

El periodo de tiempo durante el que la entidad tiene derecho a explorar en un área específica ha expirado durante el ejercicio, o lo hará en un futuro cercano, y no se espera que sea renovado.



No se han presupuestado ni planeado desembolsos significativos para la exploración y evaluación posterior de los recursos minerales en esa área específica.



La exploración y evaluación de recursos minerales en un área específica no han conducido a descubrir cantidades comercialmente viables de recursos minerales, y la entidad ha decidido interrumpir dichas actividades en la misma.



Existen datos suficientes para indicar que, aunque es probable que se produzca un desarrollo en un área determinada, resulta improbable que el importe en libros del activo para exploración y evaluación pueda ser recuperado por completo a través del desarrollo con éxito o a través de su venta.



En cualquiera de estos casos, o en casos similares, la entidad comprobará el deterioro del valor de acuerdo con la NIC 36. Cualquier pérdida por deterioro se reconocerá como un gasto de acuerdo con la NIC 36.

j. DETERMINACIÓN DEL DETALLE AL QUE SE VALORAN LOS ACTIVOS PARA EXPLORACIÓN Y EVALUACIÓN A EFECTOS DE SU DETERIORO 

La entidad establecerá una política contable para distribuir los activos para exploración y evaluación en unidades

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generadoras

de

efectivo

o

grupos

de

unidades

generadoras de efectivo, con la finalidad de comprobar si tales activos han sufrido un deterioro en su valor. Cada unidad generadora de efectivo, o grupo de unidades a las que se impute un activo de exploración y evaluación, no podrá ser mayor que un segmento operativo determinado de acuerdo con la NIIF 8 Segmentos de explotación. 

El nivel identificado por la entidad, a los efectos de comprobar si el valor de los activos para exploración y evaluación se ha deteriorado, puede comprender una o más unidades generadoras de efectivo.

k. INFORMACION A REVELAR: La entidad revelará: 

Las políticas contables aplicadas a los desembolsos relacionados con la exploración y evaluación, incluyendo el reconocimiento de activos por exploración y evaluación.



Los importes de activos, activos, pasivos, ingresos ingresos y gastos, gastos, así como los flujos de efectivo por actividades de exploración e inversión, surgidos de la exploración y evaluación de recursos minerales.

La entidad tratará los activos para exploración y evaluación como una clase de activos independiente y llevará a cabo las revelaciones requeridas por la NIC 16 o la NIC 38, en función de cómo haya clasificado los activos.

l. FECHA DE VIGENCIA: La entidad aplicará esta NIIF en los ejercicios anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2006. Se aconseja la aplicación anticipada. Si la entidad aplicase esta NIIF para un periodo que comience antes del 1 de enero de 2006, revelará este hecho.

68


10.1.2. NIC 36: DETERIORO DEL DEL VALOR DE LOS ACTIVOS Pérdida por deterioro del valor es la cantidad en que excede el importe en libros de un activo o unidad generadora de efectivo a su importe recuperable. Importe recuperable de un activo o de una unidad generadora de efectivo es el mayor entre su valor razonable menos los costos de venta y su valor en uso. El objetivo de esta Norma consiste en establecer los procedimientos que una entidad aplicará para asegurarse de que sus activos están contabilizados por un importe que no sea superior a su importe recuperable. Un activo estará contabilizado por encima de su importe recuperable cuando su importe en libros exceda del importe que se pueda recuperar del mismo a través de su utilización o de su venta. Si este fuera el caso, el activo se presentaría como deteriorado, y la Norma exige que la entidad reconozca una pérdida por deterioro del valor de ese activo. En la Norma también se especifica cuándo la entidad revertirá la pérdida por deterioro del valor, así como la información a revelar.

a. CASO PRÁCTICO: La empresa Vagaris Domínguez S.A, dedicada a la comercialización de productos de cuero tales como carteras, billeteras, correas, etc., adquirió una máquina industrial de coser valorizado en S/.25,000.00 más IGV, adquirida el 30 de diciembre de 2009, además la l a depreciación acumulada actual de la máquina es de S/.10,000.00. Debido a la excesiva demanda del mercado y puesto que la máquina adquirida solo produce un 50 % de la producción demandada, se realiza una estimación del deterioro de dicho bien, el cual su valor recuperable asciende a S/.9,650.00 mediante la estimación de su valor razonable menos su costo de venta. Por tal motivo, la empresa decide adquirir una nueva máquina industrial con mayor capacidad de producción y vender dicho activo para poder financiar parte del costo de la nueva máquina. Se estima 69


el valor de mercado para el año 2013 en S/.8,100.00 más IGV (el valor de uso es de S/.8,500.00). Pasaremos a desarrollar el presente caso:

Debemos tener presente que la NIC 36 señala que la pérdida por deterioro del valor de los activos no revalorizados debe de reconocerse inmediatamente en el resultado del ejercicio. No obstante, la pérdida por deterioro del valor correspondiente a un activo revalorizado se reconocerá directamente como un cargo contra las reservas por desvalorización (cuenta 57 Excedente de revaluación). La empresa Vagaris Domínguez S.A. deberá determinar el importe recuperable r ecuperable comparando el

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valor razonable menos los costos de venta y su valor de uso. De los datos proporcionados: 

Valor razonable menos los costos de ventas S/.9,650.00



Valor de uso (dato del problema) S/.8,500.00

A s pectos Tri butarios

A efectos de la determinación del impuesto a la renta del ejercicio 2012, la estimación de la desvalorización del activo será aceptada tributariamente en el momento en que la venta se concrete (enajenación del activo) y/o en la medida que el activo fijo se deprecie totalmente (costo de adquisición llevado al gasto), ello según lo dispuesto en el inciso f) del artículo 44º de la Ley del Impuesto a la Renta. En el primer supuesto (venta del activo) se concrete en el ejercicio 2013 reconoceremos una diferencia temporal (activo diferido) en el ejercicio presente, en aplicación de la NIC 12 Impuesto a las ganancias, lo cual va afectar tanto en la determinación del impuesto a la renta (adición) como en la participación de los trabajadores. La provisión por el deterioro

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no será aceptado como gasto deducible para el presente ejercicio.

Para el ejercicio 2013 se procede a realizar la venta del activo y el reconocimiento del gasto para efectos tributarios, por lo cual haremos referencia a lo que señala el artículo 32° de la Ley del Impuesto a la Renta. En el caso de venta de bienes y demás transferencias de propiedad, el valor asignado de los bienes para efectos tributarios será el valor de mercado, para los bienes del activo fijo de los cuales se realicen transacciones frecuentes en el mercado, será el que corresponda a dichas transacciones, para los bienes que no se realicen transacciones frecuentes en el mercado será el valor de tasación.

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10.1.3. NIC 8: POLÍTICAS CONTABLES, CAMBIOS EN LAS ESTIMACIONES CONTABLES Y ERRORES a. OBJETIVO: Establecer los criterios para seleccionar y cambiar políticas contables, junto con el tratamiento contable y la revelación de cambios en políticas contables, cambios en estimaciones y errores.

b. RESUMEN OBJETIVO DE ACUERDO AL TEMA: J erarquía de principios : Establece una jerarquía para elegir

políticas contables: 

Normas e Interpretaciones del IASB, teniendo en cuenta cualquier directriz de implantación del IASB.



A falta de una norma o interpretación directamente aplicable, deben buscarse los requisitos y las directrices incluidos en las Normas e Interpretaciones del IASB que se refieren a cuestiones similares y relacionadas; y las definiciones, criterios de reconocimiento y conceptos de valoración de activos, pasivos, ingresos y gastos en el “Marco para la preparación y presentación de estados financieros”.



La Dirección también puede tener en cuenta los pronunciamientos más recientes de otros organismos reguladores que utilicen un marco conceptual similar al de las NIIF para crear principios contables, otra literatura contable y prácticas aceptadas del sector.

Políticas contables : Los cambios se realizarán según indique

la norma o, en caso contrario, de forma retrospectiva (salvo que sea imposible). 

Criterio de uniformidad. Dispone la aplicación de políticas contables atendiendo a criterios de uniformidad con respecto a operaciones similares. 73




Cambios de políticas contables. Establece que sólo deben realizarse cambios de política contable si lo exige una Norma o Interpretación o si producen información más relevante y fiable.



Si una Norma o Interpretación exige un cambio de política contable, deben seguirse los requisitos de transición de dicho pronunciamiento. Si no se especifica ninguno, o si el cambio es voluntario, se aplicará la nueva política contable con efecto retrospectivo mediante la reformulación de periodos anteriores. Si la reformulación es imposible, se incluirá el efecto acumulativo del cambio en los resultados. En caso de que el efecto acumulativo no pueda determinarse, se aplicará la nueva política de forma prospectiva.

E s timaciones contables: Los cambios se realizarán de forma

prospectiva. 

Cambios en las estimaciones contables. Los cambios en las estimaciones contables (por ejemplo, un cambio en la vida útil de un activo) se contabilizan en el ejercicio en curso, o en ejercicios futuros, o en ambos (sin reformulación).

Errores:

La

corrección

de

errores

se

efectuará

de forma retrospectiva. 

Corrección de errores. Se trata de una corrección con efecto retrospectivo. Todos los errores significativos deben corregirse mediante la reformulación de los importes comparativos del ejercicio anterior y, si el error se produjo antes del primer periodo presentado, mediante la reformulación del balance inicial.

74


10.1.4. NIC 38: ACTIVOS INTANGIBLES a. OBJETIVO El objetivo de esta Norma es prescribir el tratamiento contable de los activos intangibles que no estén contemplados específicamente en otra Norma. Esta Norma requiere que las entidades reconozcan un activo intangible si, y sólo si, se cumplen ciertos criterios. La Norma también especifica cómo determinar el importe en libros de los activos intangibles, y exige la revelación de información específica sobre estos activos. Un activo intangible es un activo identificable, de carácter no monetario y sin apariencia física.

b. VIDA UTIL DE UN ACTIVO INTANGIBLE Una entidad evaluará si la vida útil de un activo intangible es finita o indefinida y, si es finita, evaluará la duración o el número de unidades productivas u otras similares que constituyan su vida útil. La entidad considerará que un activo intangible tiene una vida útil indefinida cuando, sobre la base de un análisis de todos los factores relevantes, no exista un límite previsible al periodo a lo largo del cual el activo se espera que el activo genere entradas de flujos netos de efectivo para la entidad. Vida útil es: 

El periodo durante el cual se espera sea utilizar el activo por parte de la entidad; o bien.



El número de unidades de producción o similares que se espera obtener del mismo por parte de la entidad.

La vida útil de un activo intangible que surja de un contrato o de otros derechos legales no excederá el periodo del contrato o de los citados derechos legales, pero puede ser inferior, dependiendo del periodo a lo largo del cual la entidad espera utilizar el activo. Si el contrato u otros derechos legales se han fijado durante un plazo limitado que puede ser renovado, la vida útil del activo intangible incluirá el periodo de renovación 75


sólo si existe evidencia que soporte la renovación por la entidad sin un costo significativo. Para determinar si se ha deteriorado el valor de los activos intangibles, la entidad aplicará la NIC 36 Deterioro del Valor de los Activos. A ctivos intang ibles con vidas útiles finitas :

El importe amortizable de un activo intangible con una vida útil finita, se distribuirá sobre una base sistemática a lo largo de su vida útil. Importe amortizable es el costo de un activo o la cantidad que lo sustituya, una vez deducido su valor residual. La amortización comenzará cuando el activo esté disponible para su utilización, es decir, cuando se encuentre en la ubicación y condiciones necesarias para que pueda operar de la forma prevista por la gerencia. La amortización finalizará en la fecha más temprana de las siguientes: 

La fecha en la que el activo se clasifique como disponible para la venta (o se incluya en un grupo de elementos en desapropiación que se clasifique como disponible para la venta) de acuerdo con la NIIF 5 Activos No Corrientes Mantenidos para la Venta y Operaciones Discontinuadas y la fecha en que el activo sea dado de baja en cuentas. El método de amortización utilizado reflejará el patrón de consumo esperado, por parte de la entidad, de los beneficios económicos futuros derivados del activo. Si este patrón no pudiera ser determinado de forma fiable, se adoptará el método lineal de amortización.



El cargo por amortización de cada período se reconocerá en el resultado del periodo, a menos que otra Norma permita o exija que dicho importe se incluya en el importe en libros de otro activo.

76


Valor residual de un activo intangible es el importe estimado que la entidad podría obtener de un activo por su venta o disposición por otra vía, después de haber deducido los costos estimados para su venta o disposición por otra vía, si el activo tuviera ya la edad y condición esperadas al término de su vida útil. Se supondrá que el valor residual de un activo intangible es nulo a menos que: 

Exista un compromiso, por parte de un tercero, para comprar el activo al final de su vida útil; o que



Exista un mercado activo para el activo intangible, y además: Pueda determinarse el valor residual con referencia a este mercado; y sea probable que ese mercado subsista al f inal de la vida útil del mismo.

Tanto el periodo como el método de amortización utilizados para un activo intangible con vida útil finita se revisarán, como mínimo, al final de cada periodo. Si la nueva vida útil esperada difiere de las estimaciones anteriores, se cambiará el periodo de amortización para reflejar esta variación. Si se ha experimentado un cambio en el patrón esperado de generación de beneficios económicos futuros por parte del activo, el método de amortización se modificará para reflejar estos cambios. Los efectos de estas modificaciones en el periodo y en el método de amortización, se tratarán como cambios en las estimaciones contables, según lo establecido en la NIC 8. A ctivos intang ibles con vidas útiles indefinidas:

Los activos intangibles con una vida útil indefinida no se amortizarán. Según la NIC 36 Deterioro del Valor de los Activos, la entidad comprobará si un activo intangible con una vida útil indefinida

77


ha experimentado una pérdida por deterioro del valor comparando su importe recuperable con su importe en libros: 

anualmente, y



en cualquier momento en el que exista un indicio de que el activo puede haber deteriorado su valor.

La vida útil de un activo intangible que no está siendo amortizado se revisará cada periodo para determinar si existen hechos y circunstancias que permitan seguir manteniendo una vida útil indefinida para ese activo. Si no existen esas circunstancias, el cambio en la vida útil de indefinida a finita se contabilizará como un cambio en una estimación contable, de acuerdo con la NIC 8 Políticas Contables, Cambios en las Estimaciones Contables y Errores.

10.1.5. FAS 19: FINANCIAL ACCOUNTING AND REPORTING BY OIL AND GAS PRODUCING COMPANIES Contabilidad financiera e informes para el petróleo y las empresas productoras de gas han sido debatidas por muchos años en los Estados Unidos por la profesión contable, agencias reguladoras, grupos empresariales y las propias empresas. El foco principal en los últimos años ha sido los dos métodos de contabilidad muy diferentes: seguido por esas empresas - el coste total y el método de esfuerzos exitosos. Antes de la. la emisión del FAS # 19, la literatura autoritaria sobre contabilidad en la industria del petróleo y el gas fue Contabilidad Re- El Estudio # 11, "Información Financiera en el Industrias Extractivas ", publicado en 1969 sobre un estudio de Robert E. Field, socio de Price Waterhouse & Co., de los diversos métodos utilizados por las empresas del sector industrias. El estudio refrendó el concepto de "Esfuerzos exitosos" de contabilidad aunque hay muchas variaciones. En general, la contabilidad de los esfuerzos concepto de capitalizar como activos sólo aquellos costes que puedan estar directamente

78


relacionados descubrimiento de reservas de petróleo y gas. Costes que son conocidos por no haber resultado en el descubrimiento de reservas de petróleo y gas, como el costo de propiedad abandonada o el costo de perforar bien exploratorio sin éxito, se cobran gastos. El estudio de Bob Field también reconoció, Sin embargo, la relativamente nueva práctica de las minorías que estaba ganando cierta popularidad, particularmente entre las compañías petroleras más pequeñas. Esta La "nueva" práctica se basaba en los llamados "costo total" o concepto de costo total. La distinción entre ras de este tratamiento es considerar actividades de toda la empresa como una unidad teoría de que "todos los costos de investigación y desarrollo son parte de un esfuerzo global” En este concepto, todos los sistemas geológicos

y

los

costos

geofísicos

se

capitalizan

independientemente el resultado y los cargos a las operaciones de arrendamiento los abandonos nunca ocurren. Los defensores de costo de ver los gastos no exitosos como parte inevitable del proceso de búsqueda y desarrollo de reservas. Toda la actividad de la empresa es considerada como un centro de para el cálculo de la reserva para agotamiento, depreciación y amortización. En el momento de la reciente emisión de FAS # 19, los métodos estaban en uso generalizado y ambos tenían fuertes defensores. El coste total ha adoptado por una mayor proporción de pequeños y medianas empresas; esfuerzos de éxito ha sido adoptada por las grandes empresas. Una revisión de los informes anuales a titulares al 31 de diciembre de 1976 de treinta principales compañías petroleras estadounidenses revelaron veintitrés compañías utilizan alguna variación del método de esfuerzos exitosos, cinco emplean costo total a nivel de toda la empresa y dos la aplicación de la contabilidad de los costes totales partes de sus operaciones. Con posterioridad a la emisión de 1969 del Contabilidad, la Contabilidad Junta de Principios y más tarde la Junta Consejo de Normas de Contabilidad, el

79


predecesor y la actual regla de contabilidad del sector privado cuerpo de rey en los EE.UU. que estableció EE.UU. en general principios contables aceptados, han discutido la necesidad de reducir los diferentes prácticas en las industrias extractivas. Un disco en papel y una audiencia pública fue llevado a cabo por la APB en 1971. Antes de la emisión de un dictamen, el APB fue reemplazado por el FASB en 1973 como el estándar del sector privado establecimiento. Este tema fue colocado en el La agenda técnica del FASB en 1975.

10.2. NORMAS ESPECIALIZADAS EN EL SECTOR HIDROCARBUROS 10.2.1. LEY ORGÁNICA DE HIDROCARBUROS Esta ley de los Hidrocarburos es la que va a normar todas las actividades de hidrocarburos que se realicen en nuestra nación, con el estado como ente promotor de las mismas, con el fin de lograr el bienestar humano y el desarrollo nacional. El estado delega al Ministerio de Energía y Minas (MINEM) la elaboración, aprobación y proposición y aplicación de la política del sector y por ende el cumplimiento de esta ley en colaboración conjunta con OSINERG. Cualquier disposición o norma adicional debe contar con el visto bueno

del

MINEM.

Además

la

Dirección

General

de

Hidrocarburos (DGH) es el órgano del Ministerio de Energía y Minas que se encarga de fiscalizar los aspectos técnicos de las actividades de hidrocarburos en nuestra nación. La presente ley también determina la creación de PERUPETRO S.A., la empresa estatal del Derecho Privado del Sector Energía y Minas la cual se establece como una sociedad anónima y sus objetivos son los siguientes: 

Promueve la inversión en las actividades de exploración y ex plotación de Hidrocarburos.

80




En su calidad de contratante y por las facultades que le atribuye el Estado, negocia, celebra y supervisa los contratos que establece.

Asumir los derechos y



obligaciones

del contratante

en

los contratos existentes. 

Asume el pago de los conceptos de canon, sobre canon y participación en la renta.

Entregar al Tesoro Público los ingresos generados como



consecuencia de los contratos. 

Propone al MINEM otras opciones de políticas relacionadas a la exploración y explotación de hidrocarburos.



Coordina con las entidades competentes el cumplimiento de las normas relacionadas a la preservación del medio ambiente.

10.2.2. REGLAMENTO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS Norma impulsará la ejecución de inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos al 2021, cuyo monto asciende a US$ 5,600 millones. Con el propósito de promover las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos bajo condiciones “técnicas y económicas adecuadas”, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) publicó el proyecto de Decreto Supremo que aprueba el reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos y su exposición de motivos. La norma en concreto, en opinión del MEM, “impulsa el incremento de la pro ducción de hidrocarburos del país y permite operar con mayor eficiencia, seguridad, protección del ambiente y en armonía con la comunidad”. En los próximos 15 días, los interesados podrán enviar por escrito sus opiniones y sugerencias a la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) del MEM. La propuesta, especificó el MEM, impulsará la ejecución de las inversiones 81


proyectadas de los principales proyectos en exploración y explotación de hidrocarburos al 2021, cuyo monto asciende a US$ 5,600

millones.

La implementación de la propuesta normativa, precisó el MEM, no irrogará gastos al Estado, dado que “las medidas adoptadas promueve la eficiencia en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, optimizando el desarrollo sostenible de los yacimientos. La propuesta, asimismo, introduce normas para operar eficientemente actividades petroleras en aguas someras y profundas (operaciones offshore). Lea aquí la propuesta normativa a favor de la inversión petrolera.

10.3. SISTEMA TRIBUTARIO 10.3.1. REGALÍAS El Decreto Supremo No. 017-2003-EM establece los criterios utilizados para calcular las regalías y participaciones en el UPSTREAM del sector petrolero/gasífero del Perú. Esta norma establece que el Contratista puede elegir entre dos metodologías, por Escala de Producción o por Resultado Económico, al momento de realizar una Declaración de Descubrimiento Comercial y “dependerá de sus estimados de inversión y costos que pudiera realizar en el Área de Contrato; luego de lo cual, no podrá efectuar cambio de metodología”

10.3.2. IMPUESTO A LA RENTA Se aplica sobre la utilidad de la operación con una alícuota del 30%. Adicionalmente el “Estado, a través del Ministerio de Economía y Finanzas, garantiza al Contratista, el beneficio de estabilidad tributaria durante la Vigencia del Contrato, por lo cual quedará sujeto, únicamente, al régimen tributario vigente a la fecha de Suscripción, de acuerdo

a lo establecido en el

“Reglamento de la Garantía de la Estabilidad Tributaria y de las Normas Tributarias de la Ley No. 26221, Ley Orgánica de

82


Hidrocarburos”, aprobado por Decreto Supremo No. 32-95-EF, en la “Ley que regula los Contratos de Estabilidad con el Estado al amparo de las Leyes Sectoriales - Ley No. 27343” en lo que corresponda y en la “Ley de Actualización en Hidrocarburos - Ley No. 27377”. Finalmente, de acuerdo a la Ley 27624 se dispone que las empresas “tendrán derecho a la devolución definitiva del Impuesto General a las Ventas e Impuesto de Promoción Municipal que paguen para la ejecución de las actividades directamente vinculadas a la exploración durante la fase de exploración de los Contratos y para la ejecución de los Convenios de evaluación técnica”.

10.3.3. TRATAMIENTO DE LA REGALÍA PETROLERA PARA FINES DEL IMPUESTO A LA RENTA (EMPRESA PERUPETRO) Nos parece pertinente desarrollar la controversia entre la SUNAT y algunas empresas petroleras respecto de la regalía petrolera constituye gasto deducible en el ejercicio en que se devenga o si debe formar parte del costo de producción del hidrocarburo. Según SUNAT, el párrafo 23 del FAS 19 3 establece que el costo de producción está formado por los costos para elevar el petróleo y/o gas hasta la superficie, su recojo, tratamiento, procesamiento y almacenamiento en campo, y que la función de producción termina en la válvula de salida del campo, o del tanque de almacenamiento o, en circunstancias excepcionales, en el primer punto de entrega del petróleo y/o gas a al cliente (refinería, terminal marítimo o transporte común). Bajo este marco, SUNAT interpreta que como la empresa petrolera tiene la obligación legal de pagar regalía para poder retirar el hidrocarburo del campo y entregarlo a su cliente, entonces dicha regalía forma parte del costo de producción pues de otro modo no podría vender el producto. 83


Nosotros no compartimos el criterio de SUNAT por varias razones: 

La falta de pago de la regalía se resuelve en una deuda de intereses por atraso en el pago con el Estado Peruano. No se trata de un “insumo” necesario para la producción del hidrocarburo (como sí lo son los sueldos de los trabajadores, los materiales y combustible necesarios para operar la maquinaría, la depreciación incurrida por la maquinaría empleada para la producción, entre otros).



SUNAT no considera que las normas contables permiten que las empresas petroleras valúen sus inventarios no sólo por su costo de producción, sino también por su valor neto de realización, que es el ingreso que razonablemente se obtendría por la venta de dicho inventario menos los costos en que se incurriría para dicha venta. Es decir, sería posible para fines contables que los inventarios de hidrocarburos no tengan un “costo” pues todas las erogaciones necesarias para producir los hidrocarburos (incluso las de aquellos que no sean vendidos al cierre de un ejercicio) sean reconocidas en resultados. Bajo este escenario –y reiteramos que para fines contables- tanto la regalía como las demás erogaciones calificarían como gasto. Aquí se observa la debilidad de SUNAT al querer obtener consecuencias tributarias a partir de normas contables, a pesar de que se tratan de conjuntos normativos de diferente naturaleza.



Finalmente, la interpretación de SUNAT colisiona con el texto expreso contenido en las normas sectoriales con vocación claramente promotora de la inversión petrolera, como puede verse a continuación: Ley N° 26221: Ley Orgánica de Hidrocarburos. Artículo 45º.“Los Contratistas pagarán la regalía por cada Contrato de Licencia en función de la Producción Fiscalizada de

84


Hidrocarburos provenientes del área de dicho Contrato. (…) La regalía será considerada como gasto. Decreto Supremo N° 049-93-EM: Reglamento para la Aplicación de la Regalía y Retribución en los Contratos Petroleros Artículo 14°.- “(…) El pago de la Regalía dará lugar a la emisión por parte de PERUPETRO S.A., del certificado correspondiente a nombre del Contratista, para efectos de la deducción que debe efectuar el Contratista en la determinación de su Impuesto a la Renta.” 

De las normas glosadas, fluye que el legislador ha previsto que la regalía petrolera sea deducida para fines del Impuesto a la Renta y, como es sabido, las deducciones representan gasto del ejercicio para fines de dicho tributo, no estando relacionados con el costo de producción de los bienes.

Por las anteriores consideraciones estimamos que la



interpretación de SUNAT contraviene no sólo el espíritu de las normas contables que ella misma invoca, sino también el texto expreso de normas promotoras de la inversión petrolera.

10.3.4. ESTABILIDAD TRIBUTARIA E IMPUESTO A LA RENTA (EMPRESA PERUPETRO) Preliminarmente, debemos indicar que estamos ante un marco tributario especial, atendiendo a lo comentado en la introducción del presente artículo, por lo que los principios generales de la legislación común muchas veces no son aplicables. Por ello, es importante tener presente las disposiciones tributarias de la LOH, el Reglamento de la Garantía de Estabilidad Tributaria y de las Normas Tributarias de la LOH, aprobado por Decreto Supremo Nº 032-95-EF, la cláusula novena de los Contratos de Licencia o de Servicios y el Manual de Procedimientos Contables de cada contrato.

85


CAPITULO XI: REGIMEN LABORAL (LEY Nº 26221) 11.1. GENERALIDADES SOBRE LOS CONTRATOS Artículo 10º.- Las actividades de exploración y de explotación de Hidrocarburos podrán realizarse bajo las formas contractuales siguientes: a. Contrato de Licencia, es el celebrado por PERUPETRO S.A. , con el Contratista y por el cual éste obtiene la autorización de explorar y explotar o explotar Hidrocarburos en el área de Contrato; en mérito del cual PERUPETRO S.A. transfiere el derecho de propiedad de los Hidrocarburos extraídos al Contratista, quien debe pagar una regalía al Estado. b. Contrato de Servicios, es el celebrado por PERUPETRO S.A. con el Contratista, para que éste ejercite el derecho de llevar a cabo actividades de exploración y explotación o explotación de Hidrocarburos en el área de Contrato, recibiendo el Contratista una retribución en función a la Producción Fiscalizada de Hidrocarburos. c. Otras modalidades de contratación autorizadas por el Ministerio de Energía y Minas.

Artículo 11º.- Los contratos a que se refiere el Artículo 10º podrán celebrarse, a criterio del Contratante, previa negociación directa o por convocatoria. Los contratos se aprobarán por Decreto Supremo refrendado por los Ministros de Economía y Finanzas y de Energía y Minas, en un plazo no mayor de 60 (sesenta) días de iniciado el trámite de aprobación ante el Ministerio de Energía y Minas por la Entidad Contratante, fijándose en el reglamento el procedimiento correspondiente. Artículo modificado por el artículo 1° de la Ley N° 27377, publicada el 07/12/2000.

Artículo 12º.- Los Contratos, una vez aprobados y suscritos, sólo podrán ser modificados por acuerdo escrito entre las partes. Las modificaciones serán aprobadas por Decreto Supremo refrendado por los Ministros de

86


Economía y Finanzas y de Energía y Minas, dentro del mismo plazo establecido en el Artículo 11º. Los Contratos de Licencia, así como los Contratos de Servicios, se rigen por el derecho privado, siéndoles de aplicación los alcances del Artículo 1357º del Código Civil. Artículo modificado por el artículo 1° de la Ley N° 27377, publicada el 07/12/2000.

Artículo 13º.- Las personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, podrán celebrar Contratos en todo el territorio nacional incluyendo el área comprendida dentro de los cincuenta (50) kilómetros de fronteras. Para efecto de realizar actividades de exploración y explotación o explotación de Hidrocarburos en la zona de frontera antes indicada, la presente Ley Orgánica reconoce que éstas constituyen casos de necesidad nacional y pública.

11.2. CLASIFICACION-REQUISITOS Artículo 14º.- Por Decreto Supremo y a propuesta del Ministerio de Energía y Minas, se aprobará el reglamento de calificación de las personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, que podrán suscribir Contratos de exploración y explotación o explotación de Hidrocarburos. Este reglamento fijará los requisitos técnicos, legales, económicos y financieros, así como la experiencia, capacidad y solvencia mínima necesaria para garantizar el desarrollo sostenido de las actividades de exploración y explotación de Hidrocarburos, acorde con las características del área de Contrato, con la inversión requerida y el estricto cumplimiento de las normas de protección del medio ambiente.

Artículo 15º.- Las empresas extranjeras, para celebrar Contratos al amparo de la presente Ley, deberán establecer sucursal o constituir una sociedad conforme a la Ley General de Sociedades, fijar domicilio en la capital de la República del Perú y nombrar Mandatario de nacionalidad peruana. Las personas naturales extranjeras deberán estar inscritas en 87


los Registros Públicos y nombrar apoderado de nacionalidad peruana, con domicilio en la capital de la República del Perú.

Artículo 16º.- En cada Contrato, cuando existan dos o más personas naturales o jurídicas que conformen el Contratista, se indicará al responsable de conducir la operación. La responsabilidad en la conducción de las operaciones podrá alternarse entre las personas que conformen el Contratista, previa aprobación del Contratante. Sin embargo, todos ellos serán solidariamente responsables ante el Contratante por las obligaciones establecidas y derivadas del Contrato. La responsabilidad tributaria y contable es individual frente al Estado Peruano.

11.3. CESIÓN Artículo 17º.- El Contratista o cualquiera de las personas naturales o jurídicas que lo conformen, podrá ceder su posición contractual o asociarse con terceros previa aprobación por Decreto Supremo refrendado por los Ministros de Economía y Finanzas y de Energía y Minas. Las

cesiones

conllevarán

el

mantenimiento

de

las

mismas

responsabilidades en lo concerniente a las garantías y obligaciones otorgadas y asumidas en el Contrato por el Contratista.

11.4. AMBITO DE LOS CONTRATOS Artículo 18º.- los Contratos autorizan al Contratista durante el plazo del Contrato a realizar las operaciones necesarias para la exploración y explotación o explotación de Hidrocarburos, incluyendo las de recuperación secundaria y mejorada, obligando al Contratista a realizar los trabajos acordados en el área de Contrato y fuera de ésta, en lo que resulte necesario, previa aprobación del contratante en este último caso.

Artículo 19º.- Los Contratos celebrados al amparo de esta Ley no autorizan al Contratista a explorar ni a explotar ningún otro recurso natural,

88


estando el Contratista obligado a informar apropiada y oportunamente acerca de sus hallazgos, a PERUPETRO S.A. y a la autoridad competente, incluyendo aquellos que sean de carácter arqueológico o histórico. Sin embargo, el Contratista podrá recuperar los recursos minerales obtenidos de los Hidrocarburos que explote, de acuerdo a lo que se pacte en cada Contrato.

11.5. ÁREA DE CONTRATO Artículo 20º.- la Extensión y delimitación del área inicial de Contrato se determinará en cada Contrato en función al potencial hidrocarburífero, zona geográfica, programa de trabajo mínimo garantizado y área en que efectivamente se realizarán las actividades de exploración o explotación de Hidrocarburos o ambas actividades

11.6. PROGRAMAS MÍNIMOS Y GARANTIAS Artículo 21º.- En todo Contrato cada período de la fase de exploración deberá tener un programa de trabajo mínimo obligatorio. Cada uno de estos programas estará garantizado con una fianza cuyo monto será acordado con el Contratante, la que será solidaria, incondicional, irrevocable, de realización automática en el Perú, sin beneficio de excusión y emitida por una entidad del Sistema Financiero, debidamente calificada y domiciliada en el país.

11.7. PLAZOS Artículo 22º.- Los Contratos contemplarán dos fases: la de exploración y la de explotación, salvo que el Contrato sea uno de explotación en cuyo caso tendrá una sola fase u otras modalidades de contratación autorizadas por el Ministerio de Energía y Minas. Los plazos máximos de los Contratos serán: a. Para la fase de exploración hasta 7 (siete) años, contados a partir de la fecha efectiva establecida en cada Contrato, pudiendo dividirse esta fase en varios períodos conforme se acuerde en el mismo. Esta fase

89


podrá continuar hasta el vencimiento del plazo señalado, no obstante haberse iniciado la producción de los hidrocarburos descubiertos. En casos excepcionales, se podrá autorizar una extensión del plazo de la fase de exploración hasta en 3 (tres) años, siempre que el contratista haya cumplido estrictamente el programa mínimo garantizado previsto en el contrato y además se comprometa a la ejecución de un programa de trabajo adicional que justifique la extensión del plazo y que esté garantizado con una fianza, a satisfacción del contratante. Inciso modificado por el artículo 2° de la Ley N° 27377, publicada el 07/12/2000. b.

Para la fase de explotación: 

Tratándose de Petróleo crudo hasta completar treinta (30) años, contados desde la fecha efectiva del Contrato. En el caso previsto en el Artículo 23, el plazo del Contrato podrá extenderse para incluir el período de retención que se acuerde.

Tratándose de gas natural no asociado y de gas natural no



asociado y condensados hasta completar cuarenta (40) años, contados a partir de la fecha efectiva del Contrato. En los casos previstos en los Artículos 23 y 24 el plazo del Contrato podrá extenderse para incluir los períodos de retención que se acuerden. La suma de los períodos de retención no podrá ser mayor de diez (10) años.

11.8. PERIODO DE RETENCION Artículo 23º.- Para el caso en que el Contratista realice un descubrimiento de Hidrocarburos durante cualquier período de la fase de exploración, que no sea comercial sólo por razones de transporte, podrá solicitar un período de retención con el propósito de hacer factible el transporte de la producción. Dicho período no podrá ser mayor de cinco (5) años. 90


El derecho de retención estará sujeto cuando menos a que concurran los siguientes requisitos: a. Que el Contratista pueda demostrar a satisfacción del Contratante, que los volúmenes de Hidrocarburos descubiertos en el área de Contrato son insuficientes para garantizar la construcción del ducto principal; b. Que el conjunto de descubrimientos en área contiguas más las del Contratista, son insuficientes para garantizar la construcción del ducto principal; y, c. Que el Contratista demuestre, sobre una base económica, que los Hidrocarburos descubiertos no pueden ser transportados desde el área de Contrato a un lugar para su comercialización, por ningún medio de transporte. El Contratista se sujetará a las condiciones a convenirse en el Contrato para la retención del área superficial que ocupe el yacimiento o los yacimientos descubiertos.

Artículo 24º.- Para el caso en que al Contratista realice un descubrimiento de gas natural no asociado, o de gas natural no asociado y condensados durante cualquier período de la fase de exploración, en el Contrato se podrá acordar un período de retención con el propósito de desarrollar el mercado, período que no podrá ser mayor de diez (10) años. El Contratista se sujetará a las condiciones a convenirse en el Contrato para la retención del área superficial que ocupe el yacimiento o yacimientos descubiertos.

91


CAPITULO XII: CONTABILIDAD EN EMPRESAS DE GAS NATURAL Y GLP 12.1. INCIDENCIAS CONTABLES PARTICULARES EN LA ACTIVIDAD PETROLERA 12.1.1. PAGO DE REGALÍAS De acuerdo con lo indicado en la Ley N. º 26221 – Ley Orgánica de Hidrocarburos, y el Reglamento de Regalía y Distribución aprobado por Decreto Supremo N.º 049-93-EM, las empresas del sector deberán pagar regalías en efectivo, aplicando un porcentaje a la valorización de la producción de los hidrocarburos fiscalizados. Esto representa una obligación existente para las empresas del sector hidrocarburos.

12.1.2. FONDO DE ESTABILIZACIÓN DE PRECIOS La empresas del sector hidrocarburos están sujetas a un fondo de estabilización de precios establecido por el Gobierno peruano (Ministerio de Energía y Minas) con el objetivo mitigar la alta volatilidad de los precios internacionales del petróleo para beneficiar a los clientes finales. Dicho fondo trabaja a través de contribuciones y compensaciones recolectadas y/o entregadas a las empresas vendedoras de los combustibles afectos. Cuando el índice de precios está por encima de cierto límite, dichas empresas reciben un pago; y, por el contrario, cuando el índice de precios se encuentre por debajo de cierto nivel, los participantes del fondo (empresas petroleras) deben efectuar una contribución a este. La existencia de dicho fondo puede representar tanto una obligación como un beneficio para las empresas petroleras.

12.1.3. COSTOS PREVIOS A LA EXPLOTACIÓN Las empresas petroleras incurren en una gran cantidad de gastos y costos previos a la explotación de los recursos, básicamente en la etapa de exploración, la cual tiene como objetivo definir la existencia de reservas petroleras. Estos costos representan una 92


parte importante de la inversión realizada por las empresas del sector, y el tratamiento contable que se les otorgue afecta los estados financieros.

12.1.4. TAPONAMIENTO DE POZOS No existe obligación por el retiro de las instalaciones de producción al final del período de licencia, excepto por el taponamiento de los pozos que no tengan reservas a esa fecha. Dicha obligación debe verse reflejada en los estados financieros de la empresa.

12.1.5. DEPRECIACIÓN

Y

AMORTIZACIÓN

DE

ACTIVOS

PETROLEROS Las empresas del sector deben seleccionar el método más adecuado para depreciar y/o amortizar sus activos petroleros. Dicho registro se ve afectado por las políticas contables seleccionadas por la empresa, pues estas van a influir en el nivel de costos capitalizados como activos fijos y en el nivel de reservas que la compañía considere para el cálculo de depreciación.

12.2. METODOLOGÍA DE DEPRECIACIÓN UTILIZADA PARA LOS POZOS PETROLEROS Y ACTIVOS INTANGIBLES RELACIONADOS CON LOS COSTOS Y GASTOS DE EXPLORACIÓN Tal como se mencionó en el informe, las compañías del sector hidrocarburos pueden incluir los pozos petroleros y todos los gastos relacionados con la exploración y explotación como parte de sus activos fijos y activos intangibles. Dichos activos deben ser depreciados y/o amortizados, según sea el caso, sobre la base de las reservas probadas. Los cambios en la cantidad de las reservas, incluyendo cambios como resultado de los supuestos en el precio, podrían originar cambios en los gastos de depreciación y amortización en los períodos siguientes a la revisión, y podrían originar un deterioro de los valores en libros de propiedad, planta y equipo, y activos intangibles. La presente investigación tiene como uno de sus objetivos el entendimiento de la 93


metodología utilizada por cada una de las empresas analizadas para registrar la depreciación de los pozos y los costos relacionados con la exploración. A la vez, se realizó una indagación acerca del tratamiento contable, el cual registra el ajuste de depreciación correspondiente al cambio en el nivel de reservas, con el propósito de identificar posibles diferencias y proponer un método uniforme.

12.3. ANÁLISIS DE LOS TRATAMIENTOS CONTABLES Para analizar los tratamientos contables para el registro de los costos previos a la explotación, es importante tener en cuenta las etapas en el proceso de extracción de combustibles. Hemos identificado dos métodos de registro, adoptados como políticas contables por las empresas analizadas (Maple Gas Corporation S. R. L., Petrolera Monterrico S. A., Savia Perú S. A. y Olympic Perú Inc). A continuación, se describirán los métodos encontrados, los cuales son aceptados por las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF):

12.3.1. MÉTODO DE COSTEO TOTAL Dentro del método del costeo total, las empresas Maple Gas Corporation S. R. L. y Petrolera Monterrico S. A. capitalizan todos los costos incurridos en la exploración y el desarrollo de los hidrocarburos. A continuación, se presenta una descripción del método mencionado. Dentro de este método, la empresa considera el total del área geográfica designada para la extracción como una única unidad de producción (centro de costo). En esta unidad de producción, se encuentran diversas cantidades de pozos mediante los cuales la empresa obtiene el combustible luego del proceso de extracción. Cabe mencionar que, con este método, todos los costos de exploración son capitalizados, independientemente de si estén asociados al descubrimiento de un mayor nivel de reservas en un

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pozo específico, pues se asume que el costo incurrido en explorar esa zona igualmente tiene una contribución en el descubrimiento de reservas en una zona o en algún pozo aledaño. Otro aspecto importante de este método es que la empresa considera como parte del activo el nivel total de reservas probadas, el cual incluye las reservas desarrolladas y no desarrolladas. Se entiende como reservas desarrolladas a las que poseen nivel de recursos existentes dentro de la zona geográfica en la cual la empresa tiene derecho de extracción; asimismo, aquellas de las que se tiene la posibilidad de extraer el recurso con la inversión ya realizada. Las reservas no desarrolladas también corresponden al nivel de recursos existentes, pero sobre los cuales la empresa necesita realizar una inversión mayor para poder extraerlos. En cuanto a la inversión realizada en los estudios de geología y geofísica, que son los costos más importantes en la etapa de exploración, estos sí son capitalizados en este método.

12.3.2. MÉTODO DE ESFUERZOS EXITOSOS A diferencia del método de costeo total, Savia Perú S. A. y Olympic Perú Inc. utilizan el método de esfuerzos exitosos, donde capitalizan únicamente los costos de exploración en los cuales se haya obtenido un resultado positivo en el descubrimiento de un mayor nivel de reservas. Se requiere una relación de causa-efecto entre los costos en que se ha incurrido y el descubrimiento de reservas específicas. Por el contrario, si se incurre en un costo sin un beneficio futuro identificable, se carga a gastos en el estado de resultados. El método de esfuerzos exitosos considera a la propiedad, proyecto o lote como centro de costo. Esto quiere decir que, a diferencia del método de costeo total, en este método la empresa divide el total del área geográfica designada para la extracción en diversas zonas de producción, sobre las cuales se evalúa el éxito o el fracaso de un trabajo de exploración por separado. Cabe resaltar que, dentro de este método, se considera 95


como parte del activo únicamente el nivel de reservadas probadas y desarrolladas. Asimismo, los gastos de exploración no son capitalizados como parte del activo. Por otra parte, toda renovación y mejora significativa se capitaliza únicamente cuando es probable que se produzcan beneficios económicos futuros que excedan el rendimiento estándar originalmente evaluado para el activo. En consecuencia, los desembolsos posteriores son capitalizados solo cuando estos generen beneficios económicos relacionados con el desarrollo de bienes o reemplacen parte del desarrollo actual. En caso contrario, dichos desembolsos se registran como gasto. Otra diferencia identificada sobre la base de la revisión de las empresas mencionadas es que Olympic Perú Inc. valoriza sus activos petroleros a valor razonable, a diferencia del resto de las compañías, que efectúan esta valorización al costo.

12.3.3. CONCORDANCIAS ENTRE LOS MÉTODOS: COSTEO TOTAL Y ESFUERZOS EXITOSOS Se ha identificado que es una práctica común de las empresas analizadas, el realizar una evaluación de desvalorización al 31 de diciembre de cada año sobre los activos intangibles aún no utilizados en la producción. Para el resto de activos no financieros, dicha evaluación es realizada cuando existen indicios de que su valor en libros no puede ser recuperado. Asimismo, cuando el importe en libros de un activo o de una unidad generadora de efectivo excede su importe recuperable, el activo se considera deteriorado y su valor se reduce a su importe recuperable. Por otra parte, en ambos métodos, todos los costos de producción son cargados a resultados del período corriente a medida que el petróleo y el gas se van vendiendo.

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CONCLUSIONES -

A pesar del importante desarrollo y dinamismo alcanzados por la industria peruana del gas natural, prevalece en nuestra colectividad una notable confusión en torno a este combustible, ya que no son pocas las personas que creen que el gas natural (GN) y el gas licuado de petróleo (GLP) son denominaciones de un mismo producto; pero esto no es así, como se puede apreciar más adelante.

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Los hidrocarburos son un elemento esencial para el desarrollo del Perú, porque el petróleo y el gas natural son la mayor fuente de energía en el mundo. Sin los hidrocarburos el país estaría casi paralizado y el transporte de los bienes producidos sería casi imposible.

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La principal responsabilidad de las empresas de hidrocarburos es someterse al cumplimiento de la normativa legal existente en el Perú, velando por el cuidado a socio-ambiental en su desarrollo.

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Las actividades de exploración y/o explotación de hidrocarburos son comúnmente denominadas como actividades de upstream, mi entras que al resto se les denominan actividades de downstream.

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En los últimos años se vienen incrementando las actividades de upstream, por ejemplo hay un crecimiento importante en la producción de hidrocarburos a partir de la entrada en funcionamiento del proyecto Camisea (Lote 88) al cual se le ha sumado el año pasado los hidrocarburos provenientes del Lote 56 (lote adyacente al Lote 88). Asimismo, se han presentado en los últimos años descubrimientos y confirmaciones de hidrocarburos como es el caso del Lote 57 (Repsol y Petrobras), 67 (Perenco) y 39 (Repsol) entre otros, además, de un aumento en la suscripción de nuevos contratos exploratorios.

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Los contratistas podrán ser personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras. Aunque no cualquier persona o empresa puede ser un contratista petrolero, previamente debe cumplir con una serie de requisitos para calificar como tal. Estos requisitos están orientados a comprobar su capacidad técnica, legal, económica y financiera. La calificación se otorga por cada contrato a nivel de casa matriz.

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La LOH precisa que, en caso fuera persona jurídica extranjera, ésta deberá establecer una sucursal o una sociedad en el país.

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La LOH también aclara que varias empresas pueden integrar el contratista, es decir, que se asocien para celebrar el contrato, formando consorcios, joint ventures u otras formas de colaboración empresarial. En tales casos, todas ellas serán solidariamente responsables ante Perupetro S.A. por las obligaciones contractuales, salvo respecto de las responsabilidades contable y tributaria, en las cuales se i ndica que serán asumidas de manera individual. En todos los casos, uno de los partícipes será designado como operador de la operación.

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Se puedo concluir del siguiente trabajo que la actividad de extracción, transformación y comercialización del gas natural y sus derivados es muy importante puesto que contribuye con el desarrollo del país en diversos aspectos

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Se puede ver que desde el ingreso al poder del actual presidente, las inversiones de han crecido favorablemente aumentando los proyectos en base a gas natural y petróleo.

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RECOMENDACIONES -

El lado negativo del uso de los hidrocarburos sin lugar a dudas es la contaminación que los mismos pueden llegar a generar. Esta contaminación se experimenta especialmente en el dióxido de carbono que ese expulsa a la atmósfera. También en este sentido puede hacerse referencia a los problemas que generan el vertido de los mismos en ríos y océanos de modo accidental, situación que afecta significativamente la vida animal y vegetal. No obstante, estos efectos negativos son más que aceptables si por contrapartida observamos los efectos positivos, efectos que han posibilitado un gran desarrollo de la economía y de las sociedades occidentales, desarrollo que todavía continúa.

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Lograr una armoniosa relación entre los tres actores (Estado, empresas y comunidades locales) para lograr, por una parte, la extracción de los hidrocarburos, necesarios para el desarrollo del país, y por otra parte, garantizar los derechos de las comunidades y pobladores en las zonas donde se ubican., cuya base es una adecuada información sobre las responsabilidades y los derechos de todos, sin dejar de lado a ninguno de ellos.

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Estado debe cumplir el rol de brindar: Seguridad, bienestar general, y Justicia, este mismo mediante sus gobernantes debe cumplir sus compromisos sociales con las poblaciones menos favorecidas brindando garantías.

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La Sociedad Civil así mismo debe confiar en el Estado y debe sentir que sus derechos están garantizados.

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La Empresa Privada debe ejercer sus inversiones y operaciones con responsabilidad social y ambiental, considerando una extracción sostenible del recurso.

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Las actividades de hidrocarburos en el Perú están reguladas bajo la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley Nº 26221, publicada el 20 de agosto de 1993 (en adelante, la LOH). Dicha norma regula una serie de actividades: exploración y/o explotación de hidrocarburos; transporte de hidrocarburos productos;

almacenamiento;

refinación

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y

procesamiento;


comercialización, transporte y distribución; y distribución de gas natural por ductos. -

Consideramos que las reglas establecidas, en cuanto a las regalías o participación petroleras así como en lo referido al tema tributario, específicamente respecto del Impuesto a la Renta, son en su mayoría adecuadas y denotan el propósito de promover las inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos.

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No obstante, en los últimos años han venido surgiendo algunas controversias con la Administración Tributaria en cuanto a interpretación de tales normas las cuales, al ser muy especializadas, cuentan con pocos precedentes de parte del Tribunal Fiscal, de ahí será importante la aclaración que haga dicha entidad sobre los alcances de las normas sectoriales.

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Finalmente, Se recomienda a todas las personas, ya sea estudiantes o colegas contadores que tomen el siguiente el trabajo como base de la investigación en el área de empresas dedicadas a la explotación, transformación y comercialización del gas.

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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS -

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ANEXOS Hidrocarburos y sus componentes

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MONOGRAFIA GAS Y GLP.docx

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