Régimen de Precios de Transferencia en la Industria Petrolera
Categorias: - abril 1, 2025
La Resolución NAC-DGERCGC16-00000531 establece que el Servicio de Rentas Internas (SRI) tiene la potestad de implementar medidas técnicas y metodológicas para evitar el abuso de los precios de transferencia y el cumplimiento de la otras normativas tributarias.
ALCANCE
La normativa tiene alcance para contribuyentes que tenga como actividad la explotación o cualquier otro tipo de enajenación de petróleo crudo, directa o indirecta, bajo cualquier modalidad.
METODOLOGÍA
La metodología establecida en la resolución, para el cumplimiento del principio de plena competencia de operaciones intercompañía de empresas del Sector Petrolero es el Método de Precio no Controlado (MPC)
COMPARABILIDAD
La información para la comparabilidad deberá ser tomada de fuentes públicas, y que correspondan a la fecha calendario de la operación o la cotización de la venta, así como las características específicas del producto (calidad del crudo comercializado).
El análisis de comparabilidad a realizar será el precio pactado entre partes relacionadas en determinado periodo frente al precio de mercado del barril de petróleo en ese mismo periodo.
Dentro del análisis económico que conlleva la metodología de Precios de Transferencia, se debe realizar la investigación e incorporación de un análisis mercado, conforme lo determina la Ficha Técnica emitida por el SRI para los Informes Integrales de Precios de Transferencia, que permita sustentar cualquier punto que afecte a las operaciones intercompañía que realicen las empresas, como en el presente caso del sector petrolero, con el objetivo de entender el comportamiento e impactos que puedan presentarse en el año de análisis la industria mundial y local, que implica un cambio constante en las condiciones del mercado.
Con los mencionados antecedentes, compartimos el siguiente análisis general de la industria petrolera que es relevante considerar dentro de los estudios de Precios de Transferencia del período 2024 de las empresas de la industria.
Comportamiento de la producción petrolera
Evaluación de pérdida o ganancia de productividad en términos monetarios
La producción petrolera en 2023 sumó un total de 173,47 millones de barriles, lo que representó un decrecimiento del 1,20% con relación a los 175,55 millones de barriles producidos en 2022. La disminución en la producción petrolera representó una pérdida aproximada de USD 161,44 millones en 2023, considerando el precio del barril WTI de USD 77,62 registrado durante ese período.
A pesar de las expectativas de crecimiento de la economía para 2024, problemas como la inseguridad, la falta de liquidez del sector, la inestabilidad política y la crisis energética han mantenido al sector petrolero en niveles bajos de productividad.
En 2024, la producción petrolera sumó un total de 173,96 millones de barriles. Esto implica que la producción apenas creció un 0,28% con relación a 2023, lo que evidencia que 2024 tampoco fue un año positivo para el sector petrolero.
La baja productividad del sector petrolero se traduce en menores ingresos para el Gobierno Central.
De enero a septiembre de 2024, los ingresos petroleros sumaron un total de USD 2.368 millones. Estos ingresos fueron 2,3% menores a los obtenidos por el Gobierno Central en el mismo período de 2023 por renta petrolera.
La producción petrolera enfrenta importantes desafíos para superar la crisis actual del sector. Además, los recursos limitados del Estado, la falta de liquidez y la crisis energética restringen la capacidad de recuperación tanto del sector como de la economía en general.
Panorama de la industria petrolera por campo
Una de las soluciones a este problema es la concesión de algunos campos petroleros al sector privado.
Uno de los campos más atractivos para la inversión privada es el campo Sacha, el cual en 2024 produjo un total de 28,17 millones de barriles, lo que representó el 16,20% de la producción petrolera total del país en 2024.
El Estado buscó la concesión de este campo al consorcio Sinopetrol, compuesto por Amodaimi Oil Company S.L. (filial de la china Sinopec) y Petrolia Ecuador (filial de la canadiense New Stratus Energy), por 20 años. Sin embargo, el consorcio no cumplió con las condiciones iniciales exigidas, lo que llevó a la cancelación del proceso de concesión.
A su vez, el contrato no era favorable para el país, dado que el Estado solo recibiría, en promedio, el 20% de la renta del campo Sacha, mientras que el 80% sería para el consorcio. Tales condiciones no permitirían la maximización de la explotación petrolera ni el aumento de los ingresos para el Gobierno Central.
