ESMAP Energy Sector Management Assistance Programme &cs. P7f93 Peru Study of Energy Taxation and Liberalization of the Hydrocarbons Sector Report No. 159/93 JOINT UNDP / WVORLD BANK ENERGY SECTOR MANA GEMIENTASSISTANCE PR OGRAMME (ESMAP) PURPOSE The Joint UNDP/World Bank Energy Sector Management Assistance Programme (ESMAP) was launched in 1983 to complement the Energy Assessment Programme, established three years earlier. ESMAP's original purpose was to implement key recommendations of the Energy Assessment reports and ensure that proposed investments in the energy sector represented the most efficient use of scarce domestic and external resources. In 1990, an international Commission addressed ESMAP's role for the 1990s and, noting the vital role of adequate and affordable energy in economic growth, concluded that the Programme should intensify its efforts to assist developing countries to manage their energy sectors more effectively. The Commnission also recommended that ESMAP concentrate on making long-term efforts in a smaller number of countries. The Commission's report was endorsed at ESMAP's November 1990 Annual Meeting and prompted an extensive reorganization and reorientation of the Programme. Today, ESMAP is conducting Energy Assessments, performing preinvestment and prefeasibility work, and providing institutional and policy advice in selected developing countries. Through these efforts, ESMAP aims to assist governments, donors, and potential investors in identifying, funding, and implementing economically and environmentally sound energy strategies. GOVERNANCEAND OPERATIONS ESMAP is governed by a Consultative Group (ESMAP CG), composed of representatives of the UNDP and World Bank. the governments and institutions providing financial support, and representatives of the recipients of ESMAP's assistance. The ESMAP CG is chaired by the World Bank's Vice President, Finance and Private Sector Development, and advised by a Technical Advisory Group (TAG) of independent energy experts that reviews the Progranmme's strategic agenda, its work program, and bther issues. ESMAP is staffed by a cadre of engineers, energy planners and economists from the Industry and Energy Department of the World Bank. The Director of this Department is also the Manager of ESMAP, responsible for administering the Programme. FUNDING ESMAP is a cooperative effort supported by the World Bank, UNDP and other United Nations agencies, the European Community, Organization of American States (OAS), Latin American Energy-Organization (OLADE), and countries including Australia, Belgium, Canada, Denmark, Germany, Finland, France, Iceland. Ireland, Italy, Japan, the Netherlands, New Zealand, Norway, Portugal, Sweden, Switzerland, the United Kingdom, and the United States. FURTHER INFORMA TION For further information or copies of completed ESMAP reports, contact: ESMAP c/o Industry and Energy Department The World Bank 1818 H Street N.W. Washington, D.C. 20433 U.S.A. For Official Use Report No. 159/93 Peru Study of Energy Taxation and Liberalization of the Hydrocarbons Sector December 1993 ESMAP c/o Industry and Energy Department The World Bank 1818 H Street, N.W. Washington, D.C. 20433 U.S.A. Contents Preface .............................................. . v Introduction: The Background of the Recent Reforrns .1.... . . . . . . . . . . . . . I Stabilization and Structural Reformn ...... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 Macroeconomic Reforms ....... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 Sectoral Reforms ......... . . . . .. . . . . .. . . . . .. . . . .. . . . . 2 Social M itigation . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 International Support for the Program ...... . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Macroeconomic Assessment ....... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Hydrocarbons .......... .. .. . .. .. . .. .. . .. .. . .. .. .. . . 4 Electric Power .......... .. .. .. .. . .. .. . .. .. .. . .. .. . . . 5 Electricity Pricing .......... . .. . .. .. . . .. . .. .. . .. . .. . . . 6 Liberalization of Hydrocarbons Market: Entry Conditions, Criteria and Mechanisms for Setting Prices and Taxes ....... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 A. The Establishment of Conditions for Free Entry into Wholesale and Retail Refining, Import and Distribution Activities . . 8 B. Issues and Costs of Setting Discretionary Oil Product Prices .10 C. Producer Prices .12 Dl. Taxes on the Use of Hydrocarbons: Economic Efficiency .15 D2. Oil Product Taxes: Fiscal Issues .16 Final Remarks ............ . ................... 21 Proposal for Deregulation and Taxation of Oil Products ...... . . . . . . . . . . 23 A. Deregulation ................. .... ... .... .... . 23 B. Taxation .................................. . 23 Annexes 1. Spanish Version ..25 Liberalizaci6n Del Mercado de Hidrocarburos . .27 A. El Establecimiento de las Condiciones para la Libertad de Entrada en las Actividades de Refinaci6n, Importacion y Distribucion Mayorista y Minorista .30 B. Problemas y Costos de la Fijacion Discrecional de Precios a los Derivados del Petroleo .30 C. Los Precios al Productor .32 Dl. Impuestos al Empleo de Hidrocarburos: Eficiencia Economica . . . 35 D2. Los Impuestos a los Derivados de Petroleo: Aspectos Fiscales . . . 38 Observaciones Finales ........... . .. .. .. . .. .. .. .. .. . . . 43 Propuesta Con Relacion a la Desregulacion y Tributacion de los iii Derivados de Petroleo .............. ... .... ... ... . 47 A. Desregulacion ......................... ...... . 47 B. Tributaci6n ................................. . 47 2. Original Report by Mr. G. Palacios (in Spanish) ... . ......... . . . 50 3. Original Report by Mr. G. Perry (in Spanish) ...... .. .......... 58 List of Reports .79 iv Introduction: The Background of Recent Refoms The report that follows (in English and Spanish versions) describes a technical activity related to pricing and taxation of hydrocarbons and conclusions and recommendations that flowed from it. This activity took place during most of calendar year (CY) 1992 but its writing up and reporting were done rather slowly, and so, a complete draft only became available in late CY93 by which time the Peruvian authorities had carried out many, if not all, of the recommendations of this activity and taken further measures on the way to deregulating and privatizing the energy sector and setting up an appropriate regulatory system, with assistance from the Bank and other agencies. This introduction sets out, for the record, the many reforms and measures leading to reforms taken by the Peruvian authorities until the second quarter of 1993. As early as mid-1988, the Electric Power Tariffs Commission (CNTE) had requested assistance (from the Bank/ESMAP) to straighten out a situation that was getting out of hand. However, circumstances dictated that a serious policy dialogue could not begin until late 1989, when steps preparative of the change of Government were starting to be taken. Following that, ESMAP carried out a strategic survey of Peru's energy sector over CY 1990. Stabilization and Structural Reform Following presidential elections in July 1990, the new government under Alberto Fujimori introduced fundamental changes in the economy.' The extent of the crisis led the government to adopt a comprehensive macroeconomic stabilization and structural reform program. The principal short-term objective of the program was to halt hyperinflation and lower the rate of inflation to acceptable levels. ESMAP contributed to the definition of the first stabilization package in which energy pricing and taxation provided a major share of the resources needed to stabilize the economy - i.e. the additional revenues required to stop monetary emission and, hence, inflation. Macroeconomic Reforms The stabilization component included not only stringent short-term fiscal and monetary measures, but also reforms in the areas of taxation, public expenditures, interest rates, and exchange rate policy. To cope with hyperinflation and the fiscal crisis The material in this section is adapted from other Bank reports. 1 2 Peru that lay at its root, the government adopted a tight monetary policy, full convertibility for the domestic currency, and a cash management system for the budget. Tight controls were instituted on public sector wages, some temporary taxes were introduced, most tax concessions were removed, and public-utility prices were increased substantially. Tax administration was reorganized and strengthened. The structural reform package included both economy-wide and sectoral liberalization measures. Reform has gone furthest in trade policy, and Peru's regime is now among the freest in Latin America. Monopoly rights of public firns have been abolished. Reforms have also been introduced to remove distortions in capital and labor markets. A new banking law has strengthened prudential regulations, promoted universal type banking, and opened commercial banking to foreign investment. Private pension funds have been made legal. Insurance has been partially deregulated by freeing premia and abolishing some government monopolies. Foreign investment policies have been liberalized. And, after a slow start, the government is now implementing a sweeping program of privatization. Sectoral Reforms Policy, legal and regulatory reforms have also been introduced in virtually all sectors to promote competition, private investment and economic efficiency. In agriculture, reforms have liberalized land, product and financial markets. In infrastructure, transport liberalization has been comprehensive. The government has deregulated prices, entry and routes in shipping, urban, inter-urban and air transport. In highways, almost full cost recovery has been achieved using a variety of user charges, including tolls. The national airline (Aeroperu) and the Lima bus company (Enatru) have been privatized. In the water sector, the governmnent has appointed a committee to prepare the privatization of the Lima water company (Sedapal) and is developing a new legal and regulatory framework for the sector to ensure water quality and foster private sector participation. In energy and industry, the reforms have been aimed at liberalizing the policy and regulatory environment to promote competition and private investment, while substantially reducing and redefiincg the role of the state. In mining, the government enacted a new law facilitating private investment, initiated a privatization program for the sale of all mining state-owned enterprises (SOEs), and removed the 10 percent export tax. In hydrocarbons, the government eliminated Petroperu's (the state-owned enterprise) monopoly in downstream activities, modified the tax regime for petroleum products to bring it more into line with the broader tax system, and initiated the privatization of Petroperu with the sale of some of its subsidiaries and service stations. A draft Hydrocarbons Law was recently approved. In power, a law enacted in 1992 opens the sector to private investment, promotes competition through the separation of generation, transmission, and distribution activities, and allows for market prices at the generation stage, while regulating prices at the transmission and distribution stages. Study of Energy Taxation and Liberalization of the Hydrocarbons Sector 3 Social Mitigation In the social sector, the government, with Bank assistance, has formulated a poverty alleviation strategy aimed at improving the situation of the poorest segments of the population and increasing efficiency in the implementation of social programs. The strategy sets policies, priorities and target groups. The government has also prepared a national nutrition plan, which sets out reforms in food assistance to improve delivery and nutritional impact. In late 1992, the government laid the basis for an educational reform aimed at shifting responsibility and resources or managing educational services to communities, financing schools on the basis of daily attendance rates and introducing a national educational assessment system for targeting educational interventions. Finally, through the creation of FONCODES (the Social Development Fund) as a ministerial level autonomous institution, the government has developed a mechanism to respond to the dispersed demand from poor communities for improvements in social and physical infrastructure and for temporary employment opportunities. International Support for the Program The Bank, in close collaboration with the IMF, the IDB, ESMAP and bilateral donors, has supported these reforrns. In May 1991, the Bank adopted a new debt workout approach for countries with protracted arrears; in July 1991, the Bank approved the application of the new approach to Peru. Under this policy, the government maintained current debt servicing to the Bank and undertook a Bank- supported macroeconomic adj.istment program for a performance period ending in December, 1992. During this period, the Bank approved three adjustmnent loans: a $300 million Trade Policy Reform Loan (TPRL); a $300 million Structural Adjustmnent Loan (SAL); and a $400 million Financial Sector Adjustment Loan (FSAL). The IDB supported the program with a trade policy reform loan and financial sector adjustment loan. In parallel, the IMF approved a Rights Accumulation Program (RAP) for Peru in September 1991, under which Peru accrued rights to future disbursements of 188 percent of its quota or SDR625 million, equivalent to its arrears to the IMF. The adoption of the RAP paved the way for a successful Paris Club rescheduling in September 1991. Macroeconomic Assessment The economy responded strongly to the emergency stabilization and structural reformn measures. The rate of inflation fell from over 7,000 percent in 1990 to 139 percent in 1991 and 57 percent in 1992. After contracting for three years, real GDP grew by 2.6 percent in 1991. For 1992 as a whole, real GDP is estirnated to have declined by 3 percent. But, since August 1992 there has been a fast recovery. Recent developments in the balance-of-payments have also shown the impact of the reforn program. The liberalization of the trade regime and private capital inflows allowed increases in imports, thus relieving the pressure caused by the pent-up 4 Peru demand for irnports of raw materials, capital and consumer goods. Consequently, the external current account deficit to GDP ratio increased from about 4 percent in 1990 to 5 percent in 1992. Significant private capital inflows, induced by high real domestic interest rates, also led to an increase of more than $1 billion in gross international reserves during 1990-92. Tight fiscal and monetary policies since mid-1990 have played a major role in achieving a sharp deceleration in inflation. The consolidated public sector fiscal deficit declined from 6.5 percent GDP in 1990 to 3 percent in 1991, and further to 2.5 percent during 1992. The nonfinancial public sector (including the operations of SOE's in oil and power) had an estimated operational surplus of 0.5 percent of GDP during 1992. The ratio of tax revenue to GDP increased by almost two percentage points since 1990, reaching 9.3 percent in 1992, despite a large decline in 1992 revenues from the excise tax on energy and oil products (this tax represented 26 percent of total tax collection in 1991) and the fall in GDP. The operational surplus of the public sector in 1992 enabled the Central Bank to purchase foreign currency in the market without inflatory pressure. This led to an 11 percent real depreciation of the Sol, which should help Peru's export performance. Structural reforms since August 1990 have drastically altered domestic relative prices, and some previously lucrative activities have become unprofitable. And, the financial situation of some SOEs has worsened even further. In summary, the reforms and associated adjustments have resulted in a reduction in the collectibility of banks' portfolios which, in turn, has induced banks to tighten loan terms and to attempt to recover part of the outstanding credit. Nominal interest rates in the banking system for deposits and loans in both Soles and Dollars declined in 1992. Real interest rates for deposits in Soles also declined but remained positive but spreads between loan and deposit rates remained high. The high real cost of credit has adversely affected the pace of economic recovery. The growing confidence in the government's macroeconomic program, as reflected in falling interest rates and inflation, and further improvements in the banks' financial health should progressively lower the real cost of credit. In short, the process stabilization, which started in August 1990, has been accompanied by remarkable achievements but has yet to be consolidated. Hydrocarbons Despite its potential, Peru's hydrocarbons sector - which accounts for about five percent of GDP - declined sharply during the 80's. Domestic production dropped from 195,000 barrels per day (bpd) in 1982 to 110,000 bpd in 1992, and the country shifted from being a petroleum exporter to a net importer ($186 million in 1991). Known reserves dropped by 50 percent from 1982 (their peak level) to 1989 (300 million barrels - enough for less than nine years of consumption at current levels), as investments Study of Energy Taxation and Liberalization of the Hydrocarbons Sector 5 in exploration and development also declined sharply . Many of the problems stemmed from the heavily controlled policy environment and the monopoly position held by Petroperu on virtually all upstream and downstream activities. The government objectives are to deregulate the sector, encourage competition and private investment, and complete the privatization of Petroperu and its subsidiaries. This will require a series of legal, policy, regulatory and tax reforms since Petroperu held a monopoly position in upstrearn/downstream markets and functioned as fiscal agent for the government in collecting petroleum product taxes. Several transitional measures have been implemented, though full deregulation and competition had to wait for the enactment of the new Hydrocarbons Law, and for the implementation of a new contractual framework for private firms to carry out exploration and production. The transitional measures taken to date include: (a) issuance of a decree in 1991 eliminating Petroperu's monopoly on downstream activities (importing, refining, storaae, transportation, distribution) and modifying procedures to facilitate contracting out, to the private sector, of upstream activities (exploration and production); (b) increase in domestic petroleum product prices by 3000 percent in August 1990; retail prices for 84 octane gasoline are roughly $2/gallon, though the bulk of this reflects special taxes; ex-refmery prices net of taxes are actually slightly below international levels (roughly 17 percent on average at end-1992) for most products; and (c) issuance of a decree in June 1992 formally deregulating petroleum product prices. However, the government has maintained de facto control over Petroperu's prices, pending the implementation of the new legal framework for the sector which will redefine Petroperu's relationship with the government. Electric Power To reach its main goals of providing a cohesive framework for electricity sector reform and ensuring coherence between the sector structure and the legal/regulatory system, the government has adopted market-oriented concepts that have been successfully applied in Chile and Argentina. They are based on the principles of decentralization, competition, deregulation where competition is feasible, and arms-length regulation of natural monopolies. The government enacted in November 1992 a new Electricity Law ("Law on Electricity Concessions") and in February 1993 the corresponding regulations covering the public system. They redefine the role of public institutions in policy making, sector entry and exit, pricing, investments, and quality of service. They also stipulate the formation, by generation and transmission companies, of supply pools (Comites de Operaci6n Econ6mica del Sistema Interconectado (COES)) to manage load dispatch. The 1992 Electricity Law and corresponding regulations establish that (a) generation will be decentralized, deregulated, and made subject to market forces through competition; (b) transmission will provide open access to all suppliers and purchasers 6 Peru under a common carrier system with an adequately regulated toll scheme; and (c) distribution will continue as a natural monopoly, with fully regulated rights and duties of suppliers and consumers, including the obligation to provide service of adequate quality. Integrated enterprises are being segmented into independent companies at the generation, transmission, and distribution levels. Cross-shareholdings will be strictly limited, and equity participation by generating or distribution enterprises in primary transmission disallowed, so as to establish clear accountability and prevent the emergence of monopolistic conditions. The new structure of the electricity sector will result in open access to all stages of the grid and free contacting between producers and distributors and major consumers. Large-volume consumers (in excess of 1,000 kWs, accounting for about 40 percent of total sales) will be allowed to negotiate contracts directly with generation and distribution companies. Small-volume consumers will be protected through tariff regulation based on marginal cost pricing. Finally, transactions between generating companies will be self-regulated by the COES. The government has taken steps to strengthen MEM and other public entities in their policy and regulatory functions. The Power Tariffs Commission (CNTE) will continue to be responsible for tariff setting for regulated consumers, as defmed by the 1992 Electricity Law. The new Law also specifies revenue sources for CNTE independent of the government. Electricity Pricing Tariff inadequacies in terms of both levels and structure have persisted over many years. Real tariffs during 1985-89 declined by 60 percent, to 18 percent of their economic cost overall and only 2.3 percent for residential consumption. Country- wide uniformn tariffs added to distortions, and cross-subsidization of the high-cost utilities undermined efficiency incentives. Taxes and surcharges -on electricity consumption increased in number and complexity. The government's electricity sector reform program involved major increases in electricity tariffs, together with changes in the tariff structure and process. Electricity tariffs were increased substantially from August 1990 through December 1992. Following a four-month hiatus, monthly rate adjustments resumed with successive increases of 10 percent per month in May and June (roughly 7 percent in real terms) and 5 percent in July and August. Tariffs currently average 92 percent of economic costs (defined as short-run marginal costs over the following 48 months) for non-residential consumption and 65 percent for residential consumption. On a desegregated basis, average residential tariffs are: 52 percent for consumption below 300 kWh/month, 63.5 percent for 301-500 kWh/month, and at least 91 percent above 500 kWh/month. The gap between rates and economic costs for consumption below 300 kWh/month is significant because the mean residential consumption is about 250 kWhlmonth and the median roughly 175 kWh/month. CNTE and the MEM is keeping this matter under review with the aim of arriving at an efficient and equitable solution. Studv of Energy Taxation and Liberalization of the Hydrocarbons Sector 7 In parallel, a far-reaching tariff reform has been implemented, which changed the basis for tariff setting from accounting to economic costs. Based on the recommendations of a study financed through a Japanese Grant, CNTE devised a system of tariff regulation based on short-run marginal costs consisting of (i) tariffs at the generation through high-voltage transmission level, (ii) transmission charges, and (iii) distribution tariffs to final consumers. Under the new regulatory framework, regulated tariffs are not to deviate by more than 10% from the average of the freely negotiated prices for electricity sales to large consumers. Tariff options now offered to end-users reflect fairly accurately the resource cost of meeting these users' demand. While the system of tariff regulation is essentially based on cost of service, it does contain significant efficiency incentives because standard costs, not actual costs, are used for tariff setting. Country-wide unified tariffs and the associated system of regional cross- subsidization have been abolished. Distortions among and within different tariff categories are being eliminated. Tariff categories have been consolidated into three according to voltage level (i.e. for low, medium, and high) for non-residential consumers, which reflect the cost of supply more appropriately than the previous end-use categories. Residential consumers will be incorporated into the general low-voltage category once their tariffs reach economic costs. The various taxes applied to electricity consumption have been simplified through incorporating selective consumption taxes into the rate base, increasing the sales tax on electricity to 18% (consistent with the economy-wide value-added tax), and removing discretionary surcharges that distorted price signals. With respect to the taxation of electricity enterprises, all electricity companies will pay the same corporate taxes, irrespective of their ownership. The government also plans to revoke the enterprises' exemption from specific fuel taxes (as is also recommended in the attached Report). Liberalization of Hydrocarbons Market: Entry Conditions, Criteria and Mechanisms for Setting Prices and Taxes Liberalizing Peru's hydrocarbons refining, import and distribution activities has the long- run objective of abolishing the constant government intervention which resulted in prices being set with a political bias. This has prevented the efficient utilization of energy resources and has seriously prejudiced normal development of hydrocarbons extraction and processing activities. The cost of political intervention in the hydrocarbons market can clearly be seen from what happened in Peru, between 1987 and 1990, when virtually two-thirds of the fiscal gap, causing the hyperinflation during this period, stemmed from the real fall in hydrocarbons prices. 8 Peru A. The Establishment of Conditions for Free Entry into Wholesale and Retail Refining, Import and Distribution Activities 1. With respect to wholesale refming and distribution activities, Petroperu controls all the country's crude and oil products, its refineries, storage facilities and terminals. The company also transports crude and oil products to different storage facilities by its own means or through third parties. As for the transport of oil products from storage facilities, Petroperu alone is in charge of supplying large-scale mining and service stations located within the urban radius of such facilities. Private involvement in this activity is limited to transportation for the share of the market supplied by the state company. 2. Peru's wholesale distribution system is a highly specific one. In most countries, several wholesale companies coexist which, although the product they sell comes from the same source, also operate on a retail basis using their own trade names. In Peru, Petroperu performs some wholesale distribution, while the rest is done by many transporters because each company or service station that is not directly supplied by Petroperu must arrange its own delivery from Petroperu's storage facilities. 3. This system causes higher product costs for a section of final users because the economies of scale of wholesale distribution are not fully exploited. Another inconvenience is the low quality of service generally provided at service stations in Peru compared to the service offered in deregulated countries. Indeed, lack of competition in the industry leads to a deterioration in service and facilitates market sharing agreements between wholesalers. 4. Although there are no legal impediments, there is no wholesale and retail import and/or distribution of oil products by non-Petroperu third parties. This is a result of the way domestic prices are set and the fact that Petroperu is the only company that owns maritime terminals to import fuels. 5. The above suggests that to enable the entry of other wholesalers, the maritime terminal and oil product storage facilities should be removed from Petroperu and a company should be created to take charge of these installations so that they may be made available to any interested party. If Petroperu continued to be responsible for these facilities, conflicts of interest would almost certainly arise because Petroperu would be able to control access and influence the outcome of competition among third parties (in refining and distribution) by setting tariffs (or charges) for the use of terminals and storage depots. 6. As for retail distribution. Petroperu also exercises some monopoly control because even though more than 90% of service stations are privately owned (on Study of Energy Taxation and Liberalization of the Hvdrocarbons Sector 9 the order of 1,350 against 145), all the service stations retail fuels under the state company's trade name, even while they sell lubricants from other oil companies, such as Shell, Mobil, and Texaco. 7. To facilitate access to the retail distribution market, all the legal irnpediments curbing free entry into this activity should be abolished and a clear and simple set of standards, for entry into this activity, established. The legal standards for setting up a service station demand that authorization be obtained from many organizations but there is no time limit regarding the granting of approval. Moreover, the final decision to authorize operation remains in the hands of the authorities. It would be sufficient to set security standards and regulate where service stations may not be set up, so that any service station complying with the rules could begin operating prior to being granted approval, without needing authorization from a specific authority. The multiplicity of organizations granting authorization and setting requirements, such as minimum distances between service stations, merely serve to restrict competition. 8. In general, bearing in mind the current situation for marketing oil products, deregulation and liberalization of the downstream petroleum sector does not present many difficulties. With an appropriate pricing policy, providing the interested parties with access to Petroperu's storage facilities and maritime terminals would be sufficient to generate real competition in the sector. The privately-owned service stations and gas pumps could retail fuel under the trade name they wished. The existence of more than 1.400 service stations throughout the country, of which a significant fraction is owned by the retailers themselves would ensure effective competition in this part of the oil business. 9. If all barriers against free import of oil products are abolished and if there are low and balanced customs duties for crude oil and its products, as is currently the case in Peru, the existence of only one company in refining (Petroperu) does not imply the need for regulation despite its apparent monopoly position. In fact, the rules of the game ensure a highly competitive refining activity because, with access to Petroperu's existing maritime and storage facilities, wholesale companies or large-scale consumers can import oil products directly. 10. Likewise, before liberalizing prices, it should be pointed out that there being only one service station in certain parts of the country should not cause major concern because, on abolishing the barriers to entry, prices will have to become self- regulated (or rather, super profits would not be earned because of the threat of entry). The sector's deregulation should improve the coverage and quality of service for users, as well as reducing wholesale margins due to the economies of scale introduced into the present distribution setup, especially for industrial sector sales. This will result in a distribution system similar to those found in other countries, with several wholesale companies competing against each other, with 10 Peru products purchased from Petroperu's refineries or imported directly, according to what is most convenient. In this scenario, as soon as the private sector begins to play a greater role in wholesale and retail distribution, Petroperu should withdraw from this business (i.e. wholesale distribution) and concentrate on its refinig activities. 11. The Peruvian Government has recently adopted substantial measures tending toward liberalization of the hydrocarbons market. In April 1992, the freeing of fuel oil and liquefied petroleum gas prices was announced. In June, the process for the sale of the Conchan refinery began, all oil product prices were freed and the auctions for Petroperu's service stations were started. 12. Defining a specific tax system for the consumption of different oil products to replace the current selective consumer tax of ad-valorem rates by specific levies, remains the most important point pending. Since the ad-valorem tax does not specify rates for each derivative, the administration retains discretion over the structure of fmal prices. This also permits the persistence of negotiated prices (not market-based) between PetroPeru and the State, thereby also influencing variations in final prices. In addition, specifying the conditions of use for Petroperu's terrninals and storage facilities by third parties, in keeping with economic marginal-cost tariff setting, is also pending. This should be implemented urgently because it has been blocking imports by interested parties, such as miners. In the long run, given the obvious conflicts of interest, a company has to be created to take charge of Petroperu's maritime terminal and storage facilities, to provide services for those requiring them, with the same access conditions for all. B. Issues and Costs of Setting Discretionary Oil Product Prices 13. It should be emphasized that there is no way a centralized agency is capable of gathering all the necessary information to set and adjust prices on a correct and timely basis, in such a complex and changing market as that for oil. As demand conditions, prices (as much a company's own as those of their rivals) and the costs of many oil activities and processes, etc., change constantly, it is not possible for a public office to record all of them and to modify prices in the correct direction at the opportune moment. What happens in practice is that clearly inefficient criteria begins to take priority in the decision-making process, such as "political pricing", which is commonly based on the "maximum increase that the public will accept without protest". 14. In view of the above, it should also be noted that the public and those organizations representing the public, the press and radio, have a natural tendency to protest against every price increase which might affect general-use goods, such as electricitn and fuel. This tendency is highly accentuated when the good or Study of Energy Taxation and Liberalization of the Hydrocarbons Sector 11 service in question is a product norrnally produced (such as oil and electricity) or imported on a centralized basis by a single company and when the State has a majority share in this activity (Petroperu). It is worthwhile emphasizing that the motive for the protest is generally the price rise itself, and not the absolute price of the good or service. The authorities are usually especially sensitive to this type of pressure, and if not fully convinced of the rationality of the price adjustment needed to be implemented, will either tend to annul it or postpone it and forget or rather, do not recognize the consequences this will have in the medium to long run. 15. In fact, adding inflation and the real cost increases unfailingly transforms the initial moderate price increase required into a much higher increase. Thereafter, this hampers the Government's attempts to correct the new situation. Moreover, the initial small distortion is transformed into a huge distortion which leads to both economic consequences, such as a poor allocation of resources and a deteriorating financial situation, and negative political impacts. This is all due to a mistaken or twisted interpretation of the economic situation, mostly by the state companies active in the sector (there are many, fairly dramatic examples of this situation in Latin America). 16. Although the policy of providing subsidized fuel prices appears to be socially attractive, it is not a sound policy because the largest share of demand is by the middle- and high-income sectors. Subsidy policies therefore, largely benefit these income groups and reduce the State's resources to support programs for the lowest-income sectors. For this reason, replacing the indirect price subsidy mechanism by direct social actions for the lowest-income sectors is probably more effective and fairer. These freed resources can be used to improve public services or even to create a series of direct subsidies for the most impoverished. 17. Moreover, it should be pointed out that the price subsidy mechanism creates a series of inefficiencies in the use of subsidized products. On the one hand, subsidies do not promote the use of economical and efficient appliances and on the other, induce uneconomic interfuel substitutions e.g. the use of kerosene in diesel tractors, LPG in motor vehicles, and kerosene in central heating designed to use fuel or diesel, etc.) 18. The policy of imposing taxes on certain fuels to finance subsidies in others is inappropriate because it generates distortions in the relative prices of substitute products, leading to a poor allocation of resources and higher costs for the country. For example, although it is more convenient for Peru's industry to consume a larger amount of fuel oil than diesel, the distortion between these two products has been providing the user with precisely the opposite signals i.e. using diesel when HFO would be more economical. 12 Peru 19. Generally, a sound and efficient policy envisages applying special taxes which tend to correct, either directly or indirectly, the externalities caused by the use of certain oil products. For example, there could be a tax on the use of fuels contributing to atmospheric pollution or specific taxes on motor-vehicle fuels that can be used as an indirect mechanism of charging for the use of the country's road network. C. Producer Prices 20. For oil products, the application of opportunity cost criteria very sirnply defines producer prices. As oil products are treated as commercial goods, producer prices must be those in the international market. 21. That oil production and processing can cause externalities does not justify a departure of internal producer prices from opportunity costs (i.e. international prices). These external diseconomies must be internalized by the producing firms, through additional expenditures (to meet environmental regulations) taxes related to the scale of damages caused, or at times, fines. In other words, these externalities must result in higher production or processing costs, and not in lower producer prices. In the case of externalities caused by the consumption of hydrocarbons, final prices often already include taxes, through which consumers are charged for the externality. This is because it is easier to identify and charge for large externalites caused by a few large firms, than to specifically charge each consumer for the small specific externality caused by his/her individual consumption (hence, it is easier to charge through a uniform tax on consumption) 22. For those oil products with no national production surpluses, product prices (ex- refinery, tax free) must be the same as the price of the equivalent imported product, including landing costs, because this is the opportunity cost the national economy incurs when an additional unit of each product is consumed and would be the price obtained with the operation of free-market competition, (more precisely, the supply plant price must be equal to the CIF import price plus the transport cost from the port to the supply plant). 23. When dealing with a product with export surpluses (as for fuel oil in Peru), ex- refinery product prices must be approximately equal to the FOB export price. (Strictly speaking, the plant price must be equal to the FOB price less the transport cost from the refinery to the port, plus the transport cost from the refinery to the supply plant). 24. In Peru, ex-refinery prices were less than respective opportunity costs until 1991. The new Government has brought them nearer to the parity price. Product prices were set at import parity on January 4, 1992. In view of the fall in intemational prices at the beginning of the year, Petroperu receives net prices (discounting the Study of Energy Taxation and Liberalization of the Hydrocarbons Sector 13 10% contribution which is theoretically equivalent to an excise tax) which exceed international equivalents (February average), except for kerosene and LPG. 25. What remains to be done is simply to shift to an automatic domestic price adjustment system, in keeping with variations in international prices and the exchange rate, thereby simulating the operation of a free market. Until a truly competitive market is set up, application of an automatic price adjustment formula should be agreed upon among Petroperu, the MEF and MEM. This formula should take into account the price of the product in the appropriate export market (Gulf Coast, Caribbean or Venezuela) according to Platt's or another similar source of information, the freight from there to the Peruvian port according to AFRA tariffs, the cost of insurance, the exchange rate at the time and landing costs. Products imported from the Andean Group are duty free, whereas products imported from third countries pay 15% of their CIF value. It is not absolutely clear whether the formula needs to include the 15% customs duty as, although there are surpluses of some refined products in other Andean Group countries, it is not always possible to import from these countries at the best price. As the Government is interested in fostering imports by private enterprise, its inclusion would be appear to be appropriate. In this case, however, the value of the formula should be taken as the maximum price, so that a degree of competition in selling prices is permitted. 26. For fuel oil. which is exported by Peru, the automatic adjustment of its price should be implemented, by removing the freight cost from Peru, the value of insurance and other export costs from the CIF import price of the respective market (Gulf Coast). 27. Adjustments could be carried out once a month or when the value of the formula alters by more than 5 %. As Petroperu is accustomed to calculate and publish equivalent import and export prices on a daily basis, adoption of this policy would be easy. 28. Free hydrocarbons prices should be established to facilitate privatization of the Conchan refinery. The decrees to liberalize oil product prices are not sufficient to make producer prices match international market prices if there are no effective conditions for competition. Moreover, Petroperu may be prevented from applying producer prices tied to international prices, especially for sensitive products, which could happen if the latter are raised much higher than their current levels. On the other hand, Petroperu could decide to exploit its current monopoly situation of owning the port and oil storage facilities. 29. Regarding the first problem, to prevent Petroperu from becoming an inappropriate agent for distributing subsidies, specific taxes should be clearly defined by type of hydrocarbon and all the oil rents Petroperu earns as the State's representative 14 Peru in the contracts of other oil extracting companies should be channeled to the Treasury. Thus, Petroperu would always have crude available at competitive prices and it will be very difficult for Petroperu to grant subsidies with political criteria. Historically, it should be remembered that most of the cost of oil product subsidies to the public has been covered by oil rents (i.e. from upstream operations). 30. The current tax at 10% of Petroperu's gross earnings is an inappropriate substitute for the specific transfer of oil rents to the Treasury and causes confusion. The fact that there are arbitrary taxes which may be change by fiscal fiat, such as those mentioned above, also causes Petroperu to be more concerned with defending itself from the Ministry of Economy and Finances than with improving its managerial efficiency. 31. As for the possibility that Petroperu may abuse its market position, it should be ensured that there are no artificial barriers for the entry of new competitors and that no substantial distortions persist regarding opportunity costs. Moreover, it would be appropriate to agree on a price adjustment formula as previously mentioned in paragraph 25. 32. The liberalization of prices, or their fixing through an automatic formula linked to international prices would have the following advantages over the traditional system: a. it would prevent hydrocarbon prices from diverging from opportunity prices. b. the government would not incur the political costs of adjusting prices in a seemingly arbitrary manner. c. it would reduce the effects on inflationary expectations that are caused by discrete price increase. d. internal prices would decline when that happened with international ones (Petroperu cannot lower the price of residual fuel while some major consumers, who do not have to pay the 10% tax, start importing it directly and Petroperu has to export its surplus at low price); e. It would facilitate the participation of private capital in wholesale distribution and subsequently in refining. Study of Energy Taxation and Liberalization of the Hydrocarbons Sector 15 D.1. Taxes on the Use of Hydrocarbons: Economic Efficiency 33. The fundamental criterion for setting prices is opportunity cost. Applying this criteria correctly for oil products assumes establishing substantial gaps between user and producer prices, due to the externalities associated with the use of hydrocarbons. (see Tables 1-3) Table 1: Final Prices (US $ per gallon) Regular Gasoline Diesel Italy 4.20 3.14 Japan 3.40 2.08 France 3.20 2.16 United Kingdom 2.91 2.72 Germany 2.60 2.11 Brazil 2.16 1.09 Argentina 2.08 1.14 Peru 1.80 0.96 Chile 1.44 1.29 USA 1.17 1.22 Mexico 0.89 0.71 Venezuela 0.21 0.17 Table 2: Taxes (US$ per gallon) Regular Gasoline Diesel Italy 3.17 2.25 Japan 1.47 0.67 France 2.25 1.35 United Kingdom 1.82 1.76 Germany 1.59 1.20 Brazil 0.54 0.27 Argentina 1.19 0.36 Peru 1.02 0.55 Chile 0.54 0.38 USA 0.33 0.38 Mexico 0.12 0.09 Venezuela 0.04 0.00 16 Peru 34. The externalities from the consumption of transport fuels are much more costly; not only do they produce pollution but also congestion and infrastructure expenses. For this reason, oil products used for transport (gasoline and diesel) incur high surcharges in almost every country with taxes reaching up four tirnes the producer price. 35. The correct application of the opportunity cost criterion involves conducting technical and economic studies to estimate the social costs generated by pollution and congestion. This, in turn, requires assessment of the various alternatives to confront these externalities. Thereafter, the relevant taxes on the use of different oil products can be estimated. 36. First, in order to make fiscal requirements compatible with efficiency criteria when allocating resources, without generating costly distortions in the economy, it would be advisable, in the absence of appropriate assessment of the aforementioned externality costs, to try not to impact the competitive position of the producers of internationally marketed goods (in Peru, this would mean not unduly penalizing metal exporters). The social costs of increasing input prices for non-tradeable goods are lower because the cost increases are transferred to the consumer, that is, the tax exerts the same impact as if it were levied on final consumption. D.2. Oil Product Taxes: Fiscal Issues 37. The stability of the economy depends on strict fiscal discipline: the inflation tax can no longer be resorted to, since the monetary base has been reduced to barely 3 % of GDP. Toward the end of the last goverrnent's administration, tax receipts barely reached US$100 million per month. With the stabilization program, receipts climbed to some US$300 million per month toward the end of 1990. Despite efforts to improve the tax administration systems and adjustments to legislation, real revenues are 20% to 30% lower than in 1985. 38. The present regime's central value-added tax (General Sales Tax - IGV), is collecting amounts comparable to those of 1985. An explanation for the poor overall performance of this tax is not so much due to a higher rate of tax evasion by traditional tax payers but, essentially, that the involvement of smugglers, producers and informal traders in supplying final consumption markets has risen substantially during the last seven years. In fact, many of the large retail chains of shops and department stores have closed or have changed hands. 39. There is, however, another even more significant factor which produces the same effect. The domestic collection of value-added tax mainly depends on manufacturing value added. Industrial value added, measured in current dollars, has fallen considerably due to the opening up of trade and to the consequent Study of Energy Taxation and Liberalization of the Hydrocarbons Sector 17 disappearance of most of the previous effective protection. Manufacturing value added, measured in constant dollars, has fallen to half its 1985 value. It should also be mentioned that commercial margins for industrial products have plummeted due to the effect of competition from imports, contraband, and the informal sector all within a recessionary climate. 40. Although IGV, as well as income and capital gains tax revenues are likely to increase considerably compared to current levels, it is highly unlikely that these resources will acceptably resolve the fiscal problem. That is, the situation of deteriorating public services, basic education, health, sanitation and security cannot be resolved with these resources. It should be borne in mind that eliminating the government deficit has not been achieved only by substitution of visible, transparent taxes for the hidden inflation tax. To a large extent, this has been achieved thanks to a massive decline in public sector salaries, which explain much of the previously mentioned deterioration in public services. 41. While tax pressure has decreased by one third since 1985, the tax revenue on the consumption of oil products has fallen to one third of its earlier share of GDP: in 1985 it exceeded 5% of GDP and today it only reaches to 1,7%. The fundamental cause is the reduction by more than 60% of the real tax on diesel fuel. The contribution of gasoline to this decline was lower: in September, 1992 the tax on regular gasoline was only 16% lower than in 1985. Table 3: Taxes (in current dollars per gallon) 1985 1991 1992 Gasoline of 84 0.45 1.10 0.95 Gasoline of 95 0.74 1.54 1.36 Kerosene 0.28 0.53 0.38 Diesel 2 0.45 0.60 0.44 Residual 0.28 0.45 0.30 GLP 0.27 0.49 0.37 42. Taxes on oil products may very well need to contribute to the definitive solution of the fiscal problem, both in the short and the long term. If only real tax collections could revert to their 1985 levels, additional revenues would equal all of the present Central Government wage bill (excluding the Armed Forces). An expansion of the consumption of oil products is bound to take place in the medium term: this happens in all economies at about this level of income. The stagnation in demand can only be explained by the depth of the recession. In Peru, as seen in Table 4, per capita consumption of oil products only reaches 44% of the Latin American average. 18 Peru Table 4: Annual Consumption Per Capita of Oil Products In Barrels In relation with Peru (multiple) Argentina 4.6 2.6 Bolivia 1.3 0.7 Brazil 2.9 1.6 Colombia 2.4 1.3 Chile 3.9 2.2 Ecuador 3.3 1.8 Mexico 7.6 4.2 Peru 1.8 1.0 Venezuela 7.9 4.4 Latin America and the Caribbean 4.1 2.3 43. The establishment of an automatic adjustment system for producer prices should be accompanied by a tax reform which substitutes ad-valorem rates with specific taxes expressed in absolute values per gallon corrected for inflation through a domestic price index. This would stabilize fiscal revenues as compared to maintaining ad-valorem taxes on import and export prices, which can vary substantially in the short and medium term, and would also maintain the real value of revenues in the face of inflation. This change would provide the following advantages: a. Tax receipts would stabilize and maintain their real value; b. Consumer price variations would be lower, in percentage terms, than international price and exchange rate variations (for example, if the tax is approximately equal to 50% of the price to the public; a 20% variation in the international price of gasoline would result in a variation of less than 10% in local consumer prices); c. A specific tax would be much easier to manage than an ad-valorem tax under conditions of freed producer prices; d. In the case of taxes on fuels, the use of specific taxes is more expedient in terms of allocating resources in the economy. 44. In general terms, the following is proposed for the levels and structure of taxes for the different oil products: Study of Energy Taxation and Liberalization of the Hydrocarbons Sector 19 a. Transport vehicle users will pay considerable taxes to compensate for the costs of maintenance, infrastructure rehabilitation and development, and congestion and pollution. b. Moderate taxes would be imposed on fuels used by domestic and industrial consumers as well as power generation companies. The diseconomies generated by such consumers are fairly minor and largely depend on the type of fuel used. For example, the extent of damage smelting can cause nearby farmers does not so much depend on whether coal or fuel oil are used but on the fuel's content of sulphur and other pollutants. Instead of penalizing the use of this fuel, it would be more appropriate to impose taxes on harmful effluents. In this case, the reason behind fuel taxation would be above all to encourage more efficient use of fuels in addition to the fiscal reasons. 45. The main problem, when attempting to apply these basic proposals, is that each product has many uses. For example, diesel is used for transport, electricity generation, and for several industrial uses. In practice, this difficulty may be resolved without lowering economic efficiency and indeed, may lead to a more rational use of oil products. In fact, light distillates, like diesel, currently tend to be used for generating heat and electric power, whereas they may be substituted by lower-cost fuel oil, the use of which does not require a high investment. In relation to households, there are many possibilities for substituting and improving the efficiency of kerosen,e which may virtually neutralize the imnpact of taxation on the purchasing power of the poorest consumers. 46. The taxation structure of oil products put in place since late 1990 is, to a large extent, consistent with the above. The adjustments still to be made are basically as follows: a. Alignment of taxes on diesel oil with those on gasoline. b. Adjustment of the price of kerosene with respect to diesel, to remove the incentive to use kerosene as a substitute for diesel in transportation and industry. C. Reducing the taxes on fuel oil (thereby increasing somewhat its price advantage with respect to diesel), so that it is more widely used in industry and electric power generation. 47. Currently, due to drought and terrorism, the problem of outages in the public electricity service has been aggravated. For this reason, it is not feasible to raise the tax on diesel imnmediately. It is crucial, however, to carry out this measure in the medium term, for reasons of economic efficiency and especially, for fiscal 20 Peru motives. In fact, substituting the most highly taxed transport fuel, gasoline, by the least-taxed fuel, diesel (whose share in consumption has risen), could cause fiscal earnings to fall sharply. This phenomenon is already beginning to occur. For example, the Federation of Professional Drivers is already imnporting diesel fueled taxi cabs. Also, if the absolute price difference between diesel oil and HFO is insufficient, no one will want to use HFO which, therefore, will have to be exported at a loss, while diesel would need to be imported as its consumption would exceed national refining capacity. 48. There is no justification, economic or operational, why diesel should receive a preferential tax treatment favoring the power utilities once the drought emergency is over. A small share of the tax, that charged for road maintenance, could be rebated but there is no reason not to tax diesel used outside transportation. a. The average impact on costs of generation would be equivalent to no more than 1,5 US cents per kwh and once the drought is over, that amount would be reduced by more than 50% as the share of thermal generation falls (due to more normal hydrology); b. Efficiency in the use of oil products for electricity generation is very low because of the poor state of repair and maintenance of electric plant. c. The most economic generation is not used in each region. For instance the Department of Piura has an abundant supply of associated gas which is completely wasted. Furthermore, low-cost hydro generation would be possible by adding electromechanical equipment to existing irrigation works. d. Private users who are not and cannot be connected to the network such as mines, often have efficient generation alternatives such as small hydro or thermal units. e. Most of the problem, the rise in the cost of generation, could be solved by connecting to the network users that are isolated, but which can be connected at a low cost (e.g. farmers that pump water for irrigation on the coast). 49. On the other hand, when levelling the tax on diesel with that on gasoline it can be expected that within about five years (estimating a consumption of hydrocarbons of 200,000 B/D) tax revenues from oil products could reach $200 million monthly. The reason is the following: the real prices of vehicles have been cut in four in the last two years because of the combined effect of the overvaluation of the exchange rate and the reduction in tariffs. At present income levels, Peru's automobile fleet should jump from 1 vehicle per 30 persons Studv of Energy Taxation and Liberalization of the Hydrocarbons Sector 21 to 1 per 10 persons as is the case in most Latin American countries where autos are sold at prices near international ones (i.e. not outrageously taxed). Final Remarks The first benefit of applying an automatic adjustment mechanism linked to international prices (together with specific, constant-value taxes) is the depolitization of hydrocarbons pricing so that prices will fluctuate because of objective market conditions and not the whims of the authorities. Thus, it is very important for consumers to see how, when market mechanisms are employed, prices may also fall - neither Petroperu nor the Treasury should consider any given price as a goal that has to be defended (i.e. prices should be downwardly flexible also). 50. Setting taxes is a complex task: Several criteria have to be weighed because the direction and magnitude of the impact exerted by each one are poorly known. For example, although it is conmmonly believed that progressive income taxes improve income distribution by taking more money from the rich than from the poor, under conditions such as those of Peru, basically a free-market economy with a large informal sector and poor compliance, the opposite occurs: the tax burden falls on (modern sector) wages. Likewise, it is common to believe that taxes on fuels lower the standard of living of the poorest. In general, quite the opposite occurs. The wealthy spend more, directly or indirectly, on energy products. For example, the owner of a private vehicle consumes at least ten times more fuel than a person using public transport. Moreover, fuel subsidies end up being paid through the inflation tax which the rich almost entirely evade and, worse still, the wealthy even benefit from inflation by owning assets which are unaffected by it and liabilities whose value falls with inflation. 51. It is obvious that fiscal policy must be tailored to reality and to the objectives sought. So, when a government is trying to attract foreign capital to compensate for low domestic savings, it will tax neither interests nor profits. Where the informal sector is important, no high sales or profits taxes can be set, except on activities where there can be effective control. When trying to reduce pollution, taxes will be set that directly or indirectly raise its cost. When trving to increase the demand for labor, taxes on complementary factors of production will be lowered or repealed. In Peru, there are currently well defined goals that facilitate the establishment of objectives for a taxation strategy, such as, a) consolidating receipts so that the stabilization and structural reform program does not fail entirely; and, b) improving the real competitiveness of production of tradeable goods as an instrument to avoid unjustified bankruptcies and to facilitate recovery of the economy and productive employment. One of the basic constraints against achieving these objectives with the usual instruments is the proliferation of informal sector activities and the deterioration of administration and public services. 22 Peru 52. It is obvious that, under such conditions, taxes on oil products are crucial for the economy to escape from its burden of debt, insofar as the fiscal problem can be alleviated by allocating resources fairly and efficiently. In fact, the correct application of the economic efficiency criterion (prices according to oil product opportunity costs) may, without serious difficulties, be made compatible with the aim of obtaining substantial fiscal receipts from high taxes on the bulk of hydrocarbons consumed and the aim of improving income distribution, both of which are obviously progressive. 53. The fact that taxes are specific means that fluctuations are substantially dampened in percentage terms. In the case of regular gasoline, a 25% increase in international prices would result in a price increase of only 10% for consumers. Likewise, it should be born in mind that (except for military conflicts) international prices are unlikely to fluctuate suddenly, because the international oil market has been progressively reorganized and has a much clearer outlook than in the seventies or early eighties. 54. The impacts on the allocation of resources, energy conservation and fiscal revenues may be seen much more clearly in the medium term, it is essential to define taxes on solid economic grounds for these long-terrn effects to materialize. It should be clearly established that, even if there were alternatives available to finance the public-sector budget, reducing taxes on hydrocarbons consumption is not justified because the costs of the above mentioned externalities (pollution, congestion and road infrastructure requirements, etc.) are not less than the levels of taxes being discussed in this paper. There is no reason to think that high fuel taxes are "anti-technical". Obviously, this may be the case if taxes are poorly applied, which occurred a short time ago with fuel oil taxes (which discouraged the use of a plentiful fuel). Furthermore, the current trend in several developed countries is to impose substantial taxes according to disaggregated estimnates of costs per type of pollution and other diseconomies. 55. Likewise, an element of judgement which cannot be rejected out of hand in taxation of oil products, is the strong overvaluation of the sol compared to the dollar. This simply means that all prices defined in dollars in foreign markets (i.e. tradeable goods) are being halved compared to non-tradeable goods. In other words, if a gallon of gasoline cost the equivalent of $1.30 in Peru in 1985, it would now have to cost $2.60 for its relative price to be the same (i.e. compared to a group of other especially non-traded goods). That is, in relative terms, hydrocarbons are currently no more expensive than in 1985. 56. Finally, to further buttress the arguments supporting the high taxation of hydrocarbons used for transportation, it would be appropriate to reflect on what are the implications of going from a stock of 1 car for every 30 persons to 1 car for ever,y 10. First, this would have severe macro-economic consequences on the Study of Energy Taxation and Liberalization of the Hydrocarbons Sector 23 balance of payments and the real exchange rate. Moreover, hundreds of millions of dollars would have to be invested to counteract the impact of this large increase in the vehicle fleet on traffic in Lima and other cities, or on the condition of roads. Proposal for Deregulation and Taxation of Oil Products The steps taken to eliminate legal obstacles to entry should be complemented with others listed below to make those steps really operative: A. Deregulation i. Establishing a mechanism for setting maximum ex-refinery sale prices for oil products on the basis of import parity (defined as the FOB price in representative markets, freight, insurance, losses, landing costs, customs duties, unloading and storage). Thus, the profits and losses of refineries will be the exclusive result of their comparative advantage compared to import parity prices. This mechanism simulates the operating process of a refinery in a competitive market. ii. Establishing a mechanisms for the automatic readjustment of prices on a monthly basis or every time a movement in the variables used for their determination would bring about a ch,ange in the consumer price of more than 5%. In this structure specifically, the ex-refinery price should be indexed to international prices and the exchange rate, and the distribution margins (wholesale, transport and retail) should be linked to the activity's representative cost and investment indexes (exchange rate, inflation, wage index or others). iii. The use of maritime terminals currently owned by Petroperu should be permitted to all parties ("common carrier") with a tariff setting systems based on marginal costs, until an independent enterprise owning and operating such installations is established. B. Taxation i. Substitute the ad-valorem Selective Consumption Tax by specific taxes kept constant in value. ii. Tax gasoline and diesel at similar rates. This should take place within six months, or as soon as electricity supply improves. iii. Adjust the rates applied to kerosene and LPG so that the difference between their prices and the price of diesel does not increase significantly. 24 Peru iv. Reduce the tax charged on fuel oil or levy a compensatory tax on coal. V. Eliminate the existing exonerations in the Selective Tax which favor the power utilities. The following table shows the impact of applying this taxation method on consumer prices and fiscal revenues. At the present time, the state collects between US$ 60 and 70 million per month from taxes on consumption of oil products. With the structure of consumption of the first semester of 1992, the collection would increase 50% when applying the specific taxes recommended in this paper. Table 5: Proposed Taxes and Prices (In Dollars) Product Prices on Taxes Margin of Prices to Daily Sales Monthly Study Cominercializarion Consumer (thousands Collection of barrels) (tmillions) Gasoline of Oct. 84 0.73 1.20 0.15 2.08 22.0 33.3 Gasoline of Oct. 95 0.78 1.50 0.17 2.45 3.5 6.6 Kerosene 0.74 0.70 0.10 1.54 15.0 13.2 Diesel 2 0.71 1.00 0.15 1.86 40.0 50.4 Residual 6 0.39 0.10 - 0.49 16.0 2.0 GLP 0.70 0.80 0.10 1.60 6.0 1.0 1/ These amounts do not exclude the exoneraions for military consumptions-the net total would be a little higher than US $100 million. Source: Based on-Petroperu data Annex 1 Peru Estudio de Tributacion de la Energia y Liberalizacion del Mercado de Hidrocarburos (Spanish Version) I 27 LIBERALIZACION DEL MERCADO DE IDROCARBUROS CONDICIONES DE ENTRADA. MECANISMOS DE FLJACION DE PRECIOS Y CRITERIOS DE TRIBUTACION AL USO DE HIDROCARBUROS: La liberalizaci6n de la refinaci6n, importaci6n y distribuci6n de hidrocarburos en el Perd tiene como objetivo de fondo el eliminar las intervenciones continuas para la fijaci6n de precios con criterios polfticos, que impiden una eficiente utilizaci6n de los recursos energeticos y han perjudicado seriamente el desarrollo normal de las actividades de extraccion y procesamiento de hidrocarburos. La magnitud de los costos de la intervenci6n p6lftica en el mercado de los hidrocarburos se puede visualizar claramento cuando se observa lo sucedido en el Peru entre 1987 y 1990: practicamente los 2/3 de la brecha fiscal causante de la hiperinflaci6n de entonces se puede explicar por reducciones reales de los precios de los hidrocarburos. A. EL ESTABLECIMIENTO DE LAS CONDICIONES PARA LA LTBERTAD DE ENTRADA EN LAS ACTIVIDADES DE REFINACION. IMPORTACION Y DISTRIBUCION MAYORISTA Y MINORISTA 1. A nivel de las actividades de refinaci6n y distribuci6n mayorista, Petroperd controla la totalidad de las refinerfas y plantas de alimacenamiento y terminales de crudo y derivados existentes en el pals. La empresa se encarga tambien, a traves de medios propios o de terceros, del transporte de crudo y de los derivados hasta las diferentes plantas de almacenamiento. En materia de transporte de los derivados desde las plantas de almnacenamiento, Petroperd s6lo se encarga de la entrega a la gran minerfa y a los grifos ubicados en el radio urbano del area de tales plantas. La participaci6n privada en este negocio se limita al transporte, para la parte del mercado no abastecido por la empresa estatal. 2. El esquema de distribuci6n mayorista existente en Perd presenta una situaci6n bastante particular. En la mayorSa de los palses coexisten varias empresas mayoristas, que ademas operan a nivel minorista con sus propias marcas comerciales, independientemente que el producto que vendan provenga de la misma fuente de abastecimiento. En el Perd una parte de la distribuci6n mayorista la estA realizando Petroperd y el resto estA en manos de mdltiples transportistas, ya que cada empresa o grifo no abastecido directamente por Petroperd se encarga de su propio abastecimiento desde las plantas de almacenaminento de esta empresa. 28 3 Este sistema provoca un mayor costo del producto para un segmento de usuarios finales, ya que no se aprovechan las economfas de escala que se asocian a la existencia de un distribuidor mayorista. Un inconveniente adicional ante sefialado, es la menor calidad del servicio a los usuarios, en general en las estaciones de servicio con relaci6n a lo que se da en pafses desregulados. Igualmente a nivel industrial la falta de competencia conduce a deteriorar el nivel de atenci6n y a facilitar acuerdos de repartici6n de mercados entre los mayoristas. 4. Pese a no haber impedimentos legales, no se da la importaci6n y/o distribuci6n mayoristas y minorista de derivados del petr6leo por parte de terceros distintos de Petro-PerW. Esto no ha ocurrido, tanto por la forma de fijaci6n de precios internos, como por ser Petroper-d la ilnica empresa que posee terminales marftimas para la importaci6n de combustibles. 5. Lo antes sefialado conduce a la necesidad de que el negocio de terminales marftimas y almacenamiento de derivados del petr6leo actualnmente en manos de Petroperd se independice de la empresa a traves de la creaci6n de una firma que se haga cargo de estas instalaciones y pueda prestar servicios a cualquier interesado. De lo contrario es casi seguro que si sigue dependiendo de Petroperd se produciran conflictos de interes al poder controlar esta empresa la competencia que pueden realizar terceros al negocio de refinaci6n y distribuci6n, a traves de las tarifas de las instalaciones de almacenamiento y terminales marftimos. 6. A nivel de la distribuci6n minorista, Petro-Perti tambien ejerce una cierta posici6n monop6lica, ya que a pesar de que mAs del 90% de los grifos son de propietarios privados del orden de 1.350 sobre 1459, la totalidad de ellos expenden los combustibles bajo la marca de la empresa estatal incluso cuando venden lubricantes de otras empresas petroleras como es el caso de Shell, Mobil, Texaco y otros. 7. Para un facil acceso a este mercado de la distribucion minorista se requiere derogar todas las trabas legales que impiden la libre entrada al negocio y el establecimiento de una normativa clara y sencilla en relaci6n al ingreso a esta actividad. La normativa legal vigente para instalar una estaci6n de servicio exige la autorizaci6n de muchos oragnismos sin plazo en cuanto a su pronunciamiento, al igual que las modificaciones que se desean realizar a un grifo. Ademas, queda en manos de la autoridad la decisi6n final de autorizaci6n para operar. Basta con dictar normas de seguridad y reglamentar en donde no pueden instalarse estaciones, de tal forma que el que las curpla pueda operar previo aviso, pero sin necesidad de autorizaci6n una determinada autoridad. Hay multiplicidad de Organismos que intervienen en una autorizaci6n, asf como de 29 exigencias - tales como distancias mfnimas entre grifos - que s6lo sirven para restringir la competencia. 8. Teniendo presente la actual situaci6n de la comercializaci6n de derivados del petr6leo antes descrita, la desregulaci6n y liberalizaci6n del sector petrolero downstream no se visualiza con muchas dificultades. En terminos generales, se puede sefialar que, existiendo una polftica de precios adecuada, s6lo bastarfa dar acceso a los interesados a instalaciones de almacenamiento y terminales marftimas propiedad de Petroperd, para que se produzca una real competencia en el sector. Las estaciones de servicio y grifos, propiedad de particulares, expenderfan combustibles de la marca comercial que ellos deseen. La existencia de mas de 1.400 estaciones de servicio a lo largo del pafs, de las cuales una fracci6n importante son propiedad de los respectivos minoristas (mas del 90%) asegura una real competencia en el sector. 9. Al respecto conviene sefialar que la existencia de una sola empresa que controla la refinaci6n en el pafs Petroperd, no requerirfa estar regulada a pesar de su aparente posici6n monop6lica si se eliminaran todas las barreras a la libre importaci6n de derivados de petr6leo y si existieran aranceles aduaneros bajos y parejos para el petr6leo crudo y sus derivados como es el caso actual del Pern. En efecto, estas reglas del juego aseguran un negocio de refinacion altamente competitivo con las irnportaci6nes de derivados que pueden realizar directamente las compafMfas mayoristas o grandes consumidores, en la medida que tengan acceso a las actuales instalaciones marftimas y de almacenamiento propiedad de Petroperd. 10. Cabe senalar que ante una liberalizaci6n de precios no debe preocupar mayormente la existencia en determinadas localidades del pafs de una sola estaci6n de servicio, ya que al eliminarse las barreras a la entrada tenderdn a autoregularse en los precios. La desregulaci6n del sector debe conducir a una mejora en la cobertura y calidad de servicio a los.usuarioa y a la reducci6n de los mArgenes mayoristas por las economfas de escala que se producirfan respecto al actual esquema de distribuci6n sobre todo en las ventas del sector industrial. Se tenderA a un sistema de distribuci6n similar a los existentes en otros pafses en que coexistiran varias empresas mayorstas compitiendo entre si, abasteciendose de productos comprados a las refinerfas de Petropern o importAndolos directamente, segiin sea su conveniencia. En este escenario es importante que, a medida que el sector privado vaya tomando un mayor rol en la distribuci6n mayorista y minorista, Petroperd se retire del negocio y se concentre en la actividad de refinaci6n. 11. El Gobierno Peruano recientemente ha adoptado medidas sustantivas tendientes a liberalizar el 30 mercado de hidrocarburos. En abril del presente anio decret6 la libertad de precios para del petroleo residual y el gas licuado. En junio se inicia el proceso de venta de la Refinerfa Conchan, se establece la libertad de precios para todos los derivados del petr6leo y se inician las subastas de las estaciones de servicio de Petro-Perd. 12. Lo mas importante que queda pendiente es la definici6n de un sistema de impuestos especfficos sobre el consumo de los diferentes derivados del petr6leo, el cual debera sustituir al actual Impuesto Selectivo al consumo de tasas ad-valorem. Este impuesto al no senalar la tasa aplicable a cada derivado permite que en cada reajuste se afecte discrecionalmente la estructura de los precios finales. Y, hace que perrmanezca el sistema de negociaciones entre Petro-Perd y el Estado para las variaciones de los precios finales. Ademis, estl tambien pendiente la explicaci6n de las condiciones para el uso de los terminales marftimos y de almacenamiento actualmente controlados por Petro-Perd por parte de terceros. Esto debe hacerse con urgencia puesto que viene obstaculizando la realizacion de operaciones de importacion de grupos interesados - como los mineros. A la larga, dado el obvio conflicto de intereses existente, se tiene que crear una empresa que se haga cargo de las instalaciones de terminales marftimos y de almacenamiento de derivados del petr6leo de propiedad de Petro-Perd, a fin de que presten servicios a quien lo solicite bajo condiciones siinilares para todos. B. PROBLEMAS Y COSTOS DE LA FJACION DISCRECIONAL DE PRECIOS A LOS DERIVADOS DEL PETROLEO 13. Es necesario destacar que no existe ninguna manera en la cual un organismo centralizado sea capaz de disponer de toda la informaci6n necesaria para fijar y ajustar en forma correcta y oportuna los precios de un mercado tan complejo y cambiante como el del petr6leo. La informaci6n de demanda, precios - tanto propios como de los substitutos - costos de los multiples procesos involucrados en el negocio, etc., cambian contfnuamente, y es inposible que una oficina pdblica pueda registrar todos ellos y modificar los precios en la direcci6n correcta y en el momento oportuno. Lo que ocurre en la practica es que comienzan a primar otros criterios claramente ineficientes, como los precios polifticos, cuya decisi6n se basa comdnmente en 'el alza mIxima que el pilblico aceptara sin protestar." 14. Al respecto cabe destacar que existe una natural tendencia por parte del pdblico y de aquellos organismos que asumen su representaci6n, prensa y radio, por ejemplo - de reclaar por toda alza de precios que pueda afectar aquellos bienes de uso generalizado como la electricidad y los 31 combustibles. Esta tendencia se acentua fuertemente, y Ilega a convertirse en clamor, cuando el bien o servicio en cuesti6n es producto producido o importado 'centralizadamente' (el caso del petr6leo y electrididad producido o importado normalmente por una empresa) y cuando el Estado tiene participacion mayoritaria en esa actividad (Petro-Perd). Vale la pena destacar que el motivo del reclamo es por lo general el alza, y no el precio absoluto alcanzado por el bien o servicio, sobre el cual rara vez se argumenta. Las autoridades suelen ser especialmente sensibles a este tipo de presi6n, y si no estAn plenamente convencidas de la racionalidad del ajuste de precio que debe realizarse, tenderan a anularlo o bien a postergarlo, olvidando o bien no reconociendo las consecuencias que ello tendra a mediano y largo plazo. 15. En efecto, el contexto inflacionario convierte indefectiblemente el alza moderada inicial en un alza mucho mayor, al agregarse el efecto inflaci6n y los incrementos reales de costo que se acumulan en el intertanto; ello impide posteriormente a la autoridad corregir esta nueva situaci6n. De este modo, la pequenia distorsi6n inicial debe convertirse en una distorsi6n gigantesca implicando no s6lo efectos econ6micos (mala asignaci6n de recursos, situaci6n financiera deteriorada), sino ademas efectos polfticos negativos derivados de una interpretaci6n err6nea o torcida de la situaci6n econ6mica, principalmente de las empresas estatales que intervienen en el sector (existen diversos ejemplos bastante dramaticos de esta situaci6n en Latinoamerica). 16. Debe ternerse presente que las polfticas de subsidio a los precios de los combustibles, si bien aparecen como socialmente atractivas, no resultan equitativas, dado que la mayor proporci6n de la demanda se genera en sectores de ingresos medios y altos. Por consiguiente, la polftica de subsidio vfa precios beneficia mayoritariamente a dichos estratos, y le resta recursos al Estado para sus programas de apoyo a los sectores de menores ingresos. Es por ello que se considera mls efectivo y justo reemplazar el mecanismo de subsidios indirectos a traves de los precios, por acciones sociales directas a los niveles de bajos ingresos. Estos mismos recursos liberados pueden ser utilizados para crear una serie de subsidios directos a los sectores mAs desposefdos, tales como subsidio de cesantfa, de asignaci6n familiar para personas de escasos recursos, de asignaci6n de locomocidn colectiva, etc. 17. Por otro lado, cabe senalar que el mecanismo de subsidio a traves de los precios crea una serie de ineficiencias en el uso de los productos subsidiados (no hay incentivo a utilizar artefactos econ6micos y de buen rendimiento) e incentiva el uso de los mismos en sectores que no lo requieren, reemplazando a productos no subsidiados y que sin embargo son mucho mas eficientes 32 (uso de querosene en tractores diesel, uso de gas licuado en vehfculos, uso de querosene en calefacciones centrales disenadas para quemar diesel, etc.,). 18. La aplicaci6n de impuestos a determinados combustibles para financiar subsidios en otros, es una polftica inconveniente, ya que provoca distorsiones en los precios relativos entre productos sustitutos, conduciendo en una mala asignaci6n de los recursos y mayores costos para el pals. A modo de ejemplo, al Perid le puede convenir consumir en mayor proporci6n de fuel oil que diesel en la industria, pero la distorsi6n de los precios entre estos productos, ha estado dando senales a los usuarios justamente en el sentido contrario. 19. En general una polftica sana y eficiente, concibe la aplicaci6n de impuestos especiales en la medida que ellos tiendan a corregir, ya sea directa o indirectamente, externalidades provocadas por la utilizaci6n de detertminados derivados del petr6leo. Como ejemplo se puede mencionar el impuesto por el uso de combustibles contribuyan a la contaminaci6n atmosferica, o bien los impuestos especfficos a los combustibles de uso automotriz, que se utilizan como mecanismo indirecto de cobro del uso de la infraestructura caminera del pals. C. LOS PRECIOS AL PRODUCTOR 20. En el caso de los derivados del petr6leo, la aplicaci6n del criterio de costos de oportunidad define de forma muy sencilla los precios de productor. TratAndose de bienes transables, los precios para el productor deben corresponder a los del mercado internacional. 21. El hecho que la extraccion y procesamiento de petr6leo pueden dar a lugar a externalidades no justifica que se diferencien los precios internos al productor de los internacionales. Tales deseconomfas externas han de ser internalizadas por las mismas empresas productoras via gastos para cumplir con relamentaciones sobre contaminaci6n, impuestos proporcionales a los danos causados o, inclusive, multas. En otras palabras, las externalidades se han de traducir en mayores costos de produccion o transformaci6n, y no en precios mas bajos para el productor. No es asf en el caso de las externalidades causadas por el consumo de hidrocarburos, en donde ya se tiende a aplicar impuestos elevados sobre la venta de los mismos para que el usuario pague por ellos. Su raz6n basicamente de tipo administrativo, mientras es relativamente facil controlar o aplicar tributos proporcionales a las deseconomSas externas que causan las empresas involucradas en el negocio petrolero, resulta mucho mls diffcil hacer lo mismo con la multitud de usuarios de los derivados del petr6leo. 22. En aquellos derivados del petr6leo en los que no hay excedentes de producci6n nacional, el precio 33 al producto (ex - refinerfa, sin impuestos) debe ser igual al precio equivalente del producto importado, inclufdos los gastos de internaci6n, ya que este es el costo de oportunidad en que incurre la economfa nacional cuando se consume una unidad adicional de cada producto y es el precio que es competitivo, (en terminos mas exactos, el precio en planta de abasto debe ser igual al precio CIF de importaci6n mas el costo de transporte del puerto a la planta de abasto). 23. Cuando se trata de un producto con excedentes de exportaci6n (como es el caso del Residual en el Peril), el precio al producto ex-refinerfa debe ser aproximadamente igual al precio FOB de exportaci6n (en rigor, el precio en planta debe ser igual al precio FOB menos el costo de transporte de refinerfa a puerto, mas el costo de transporte de refinerfa a planta de abasto). 24. En el Perd, los precios ex-refinerfa fueron inferiores a los costos de oportunidad respectivos hasta 1991. El nuevo gobierno los ha acercado al precio de paridad. Los precios a los productos fijados en enero 4 de 1992 eran similares a los equivalentes importados en esa fecha Ante la disminuci6n de los precios internacionales que tuvo lugar a principios de anlo, los precios netos que recibe Petroperui (descontada la contribuci6n del 10% que equivale conceptualmente a un impuesto indirecto) superan a los equivalentes internacionales (promedio de febrero), con excepci6n de los del querosene y del GLP. 25. Lo que resta por hacer en esta materia es simplemente pasar a un sistema de ajuste automatico de los precios internos segiun las variaciones de los precios internacionales y del tipo de cambio, que simule la operaci6n de un mercado libre. En tanto se desarrolle un mercado realmente competitivo, se debe acordar entre Petro-Perd y el MEF y el MEM, la aplicaci6n de una f6rmula de ajuste automatico para los precios. Esta tomarfa en cuenta el precio del producto en el mercado de exportaci6n relevante (Costa del Golfo, Caribe o Venezuela) segiln informaci6n de Platts u otra fuente similar, el flete de allf a puerto peruano segdn tarifas AFRA, el valor de los seguros, la tasa de cambio del momento y los gastos de internacidn. Los productos importados del Grupo Andino no estln gravados con arancel alguno, en tanto que los provenientes de terceros paIses pagan el 15% de su valor CIF. No es enteramente claro si la f6rmula de actualizaci6n debe incluir el 15% de arancel, como quiera que existen excedentes de algunos productos refinados en otros pafses del Grupo Andino pero no siempre es posible importar de 34 ellos al mejor precio. Dado que el Gobierno esta interesado en promover las imnportaciones por particulares, parecerfa conveniente incluirlo. En este caso, sin embargo, el valor de la f6rrmula debe tomarse como un precio maximo, de modo que se permita cierta competencia en precios de venta. 26. El ajuste automatico de precios para el Residual, producto en el que el Perd es exportador, debe efectuarse restando al precio CIF de importacion del mercado respectivo (Costa del Golfo) el flete desde Perd, asf como el valor de los seguros y los demas costos de exportaci6n. 27. Los ajustes podrfan hacerse una vez por mes o cuando quiera que el valor de la f6rmula se modifique en mas de un 5%. Petroperi acostumbra calcular y publicar los precios equivalentes de importaci6n o exportaci6n en forma diaria, lo que facilitarfa la adopci6n de esta polftica. 28. A prop6sito de facilitar la privatizaci6n de la Refinerfa de Conchan se establecerfa la fijacion libre de precios de hidrocarburos. Los decretos de liberalizaci6n de los precios de los derivados del petr6leo, no son suficiezites para hacer que los precios del productor correspondan a a los del mercado internacional, en la ausencia de condiciones efectivas para la competencia. Por otro lado, Petro-Perd puede inhibirse de aplicar precios de productor ligados a los internacionales sobre todo en productos sensibles. Tal cosa podrfa suceder si se incrementan estos dltimos sustancialmente con relaci6n a su niveles actuales. Por otro lado, Petro-Perd puede tomar un camino diferente y buscar aprovecharse al niaximo de su situaci6n actual monopolista por ser propietaria de las instalaciones portuarias y almacenes petroleros. 29. En relaci6n al primer problema, para evitar que Petro-Pen5 vuelva a convertirse en un instrumento inapropiado para el reparto de subsidios, deben definirse claramente los impuestos especfficos por tipo de hidrocarburo, y canalizarse al Fisco el total de la renta petrolera que capta Petro-Perd como representante del Estado en los contratos con otras empresas que extraen petr6leo. De este modo Petro-Peri tendrfa siempre el petrdleo crudo a precios competitivos y le sera muy diffcil otorgar subvenciones con criterios polfticos. Es preciso recordar que hist6ricamente, la mayor parte del costo de los subsidios de Petro-Perd al pdblico ha sido cubierta con la renta petrolera. 30. El impuesto existente al 10% de los ingresos brutos de Petro-Perd es un sustituto inadecuado a transferir explfcitamente la renta petrolera al Fisco. Este crea desconcierto en dicha Empresa. El hecho de existir impuestos discriminatorios como el mencionado que pueden ser ajustados por las autoridades fiscales, induce, ademas, a que Petro-Perd se preocupe mas en defenderse del 35 Ministerio de Economia y Finanzas que de mejorar la eficiencia empresarial. 31. Con respecto a la posibiidad que Petro-PenS abuse de su posici6n en el mercado, es preciso asegurarse que no existan barreras artificiales a la entrada de nuevos competidores para que no puedan darse consistentemente distorsiones significativas con respecto a los costos de oportunidad. Ademas, inicialmente, conviene acordar la f6rmula de ajuste de precios como se mencion6 en el parrafo 25. 32. La liberacion de precios, o su fijaci6n mediante una f6rmula automatica atada a los precios internacionales, tendrfa las siguientes ventajas sobre el sistema tradicional: a) evitarfa que se distancien nuevamente de sus costos de oportunidad los precios de los hidrocarburos; b) el gobierno no incurrirfa en los costos polfticos asociados con ajustes que se perciben como discrecionales y arbitrarios; c) se reducirfan los efectos sobre expectativas de inflacion que acarrean las alzas oficiales; d) se reducirifan los precios internos cuando ello ocurra o con los internacionales (Petroperd no puede hoy bajar el precio de venta del residual, con lo que algunos consumidores grandes, que no tienen que pagar la contribuci6n del 10% comienzan a importarlo directamente a tiempo' que la empresa estatal tiene que exportar los excedentes a menor precio); e) se facilitarfa la participacion de capitales privados en la distribucion mayorista y posteriormente en la refinaci6n. D. 1. TMPUESTOS AL EMPLEO DE HIDROCARBUROS: EFICIENCIA ECONOMICA 33. El criterio fundamental para la fijacion de precios es el de los costos de oportunidad. Aplicar este criterio correctamente en el caso de los derivados del petr6leo supone establecer brechas sustanciales entre los precios al usuario y los del productor, debidas a las externalidades asociadas con el uso de hidrocarburos (ver cuadros 1-3). 36 CUADRO | PRECIOS FINALES (US $ por gal6n) GASOLINA REGULAR PETROLEO DIESEL ITALIA 4.20 3.14 JAPON 3.40 2.08 FRANCIA 3.20 2.16 REINO UNIDO 2.91 2.72 ALEMANIA 2.60 2.11 BRASIL 2.16 1.09 ARGENTINA 2.08 1.14 PERU 1.80 0.96 CHILE 1.44 1.29 USA 1.17 1.22 MEXICO 0.89 0.71 VENEZUELA 0.21 0.17 37 CUADRO L IMfPUESTOS AL CONSUMO (US $ por gal6n) GASOLINA REGULAR PETROLEO DIESEL ITALIA 3.17 2.25 JAPON 1.47 0.67 FRANCIA 2.25 1.35 REINO UNIDO 1.82 1.76 ALEMANIA 1.59 1.20 BRASIL 0.54 0.27 ARGENTINA 1.19 0.36 PERU 1.02 0.55 CHILE 0.54 0.38 USA 0.33 0.38 MEXICO 0.12 0.09 VENEZUELA 0.04 0.00 34. Tales externalidades son mucho m.s costosas en el consumo de combustibles para transportes: no s6lo se produce contaminacion, sino congesti6n y gastos de infraestructura. Es por esto que los derivados del petr6leo usados para transporte - gasolina y diesel - sufren fuertes recargos en casi todos los palses, llegando los im;puestos a representar hasta mas del cuadruple del precio del productor. 35. La aplicaci6n adecuada del criterio de costos de oportunidad implica la realizaci6n de estudios tecnico-econ6micos para estimar los costos sociales generados por contaminaci6n y congesti6n. A la vez se requiere evaluar las distintas alternativas para enfrentar tales externalidades. Luego, 38 recien se pueden estimar los impuestos pertinentes al uso de diferentes derivados del petr6leo. 36. Inicialmente, hay que compatibilizar exigencias fiscales con criterios de eficiencia en la asignaci6n de los recursos, de modo que no se generen distorsiones costosas a la economfa, y en ausencia de evaluaciones adecuadas de los costos de las externalidades sefaladas, lo prudente es tratar de no afectar la posicion competitiva de los productores de bienes que son transables a nivel internacional. Los costos sociales de aumentar los precios de insumos para bienes no transables son menores puesto que las alzas de costos se trasladan hacia los consumidores. Es decir el tributo tiene impacto similar que cuando se grava al consumo final. D.2. LOS IMPUESTOS A LOS DERIVADOS DEL PETROLEO: ASPECTOS FISCALES 37. La estabiidad de la economfa depende de una estricta disciplina fiscal: ya no se puede recurrir al tributo inflacionario - dado que la base monetaria se ha reducido a apenas un 3 % del PBI. Al fmal del gobierno anterior la recaudacion tributaria no pasaba de los $. 100 millones mensuales. Con el programa de estabilizaci6n se elev6 la recaudaci6n a unos $ 300 nillones por mes hacia finales de 1990. Pese a los esfuerzos por mejorar los sistemas de administraci6n tributaria y los ajustes en la legislaci6n implementados, no se ha logrado recuperar siquiera los niveles de recaudaci6n de 1985; en tenninos realos son, actualmente, un tercio mAs bajos que entonces. 38. El impuesto clave para el actual regimen es el del valos agregado (Impuesto General a las Ventas), pero de este tributo, ahora no se recauda mls que en 1985. Unaa explicaci6n del pobre desempenlo de este impuesto, no se origina tanto en el hecho que sea mayor la tasa de evasi6n de los contribuyentes tradicionales, sino fundamnentalmente a que ha subido sustancialmente en los illtimos siete anios la participaci6n en los mercados de consumo final de contrabandistas, productores y comerciantes informales. De hecho muchas de las grandes cadenas de tiendas o almacenes que venden al pSblico han cerrado o han tenido que cambiar de manos. 39 Sin embargo, hay otro elemento ain mns importante que va en la misma direcci6n. El grueso de la recaudaci6n interna por el impuesto al valor agregado se basaba en la producci6n de manufacturas. El valor agregado industrial medido a d6lares corrientes ha cafdo mucho por la apertura comercial que ha hecho desaparecer al grueso la protecci6n efectiva existente anteriormente. Facilmente, la magnitud del valor agregado manufacturero medido en d6lares se ha reducido a la mitad en relaci6n al de 1985. Ademas, conviene senalar, tambidn, que los margenes comerciales para los productos manufactureros han bajado sustancialmente por efecto 39 de la competencia de la importaci6n, el contrabando y los informales y en un clima de recesi6n. 40. Si bien es posible obtener incrementos significantes en la recaudaci6n del IGV asf de los impuestos a la renta y al patrimonio con relaci6n a los montos actuales de captaci6n, es muy improbable que se logren obtener con ellos recursos adecuados para resolver aceptablemente el problema fiscal. Mientras tanto tiene, que salirse de la situaci6n actual de deterioro de los servicios pdiblicos basicos de educaci6n, salud, saneamiento y seguridad. Hay que considerar que la cancelaci6n del deficit del gobierno no se ha hecho s6lo cambiando el tributo inflacionario escondido por impuestos explfcitos: en gran parte se ha logrado gracias a niveles salariales de los servidores pUblicos totalmente deprimidos, lo que es causa de fondo del deterioro mencionado. 41. En tanto que la presion tributaria ha disminuido en una tercera parte desde 1985, la recaudaci6n de impuestos al consumo de combustibles ha caido a la tercera parte en relaci6n al PIB - en 1985 era de 5% del PIB y actualmente s6lo alcanza al 1,7%. La causa fundamental de este hecho es la reducci6n en mas del 60% de los cobros impositivos por gal6n de petr6leo diesel. La contribuci6n de la gasolina ha sido menor: en setiembre del 1992 el impuesto por gal6n de gasolina de 84 octanos era s6lo 16% mAs bajo que en 1985. CUADRO .3 IMPUESTOS SOBRE EL CONSUMO DE COMBUSTIBLE (en d61ares corrientes por gal6n) 1985 1991 1992 Gasolina de 84 0.45 1.10 0.95 Gasolina de 95 0.74 1.54 1.36 Querosene 0.28 0.53 0.38 Diesel 2 0.45 0.60 0.44 Residual 0.28 0.45 0.30 GLP 0.27 0.49 QU 42. Los impuestos al empleo de combustibles pueden contribuir muy efectivamente a la soluci6n del problema fiscal, tanto a corto como a mediano y largo plazo. S61o recuperando los niveles reales 40 de recaudaci6n de 1985 se estarfan incrementando los niveles de recaudaci6n en un monto similar a toda la planilla del Gobierno Central - excluyendo las fuerzas armradas. A mediano plazo es previsible una expansi6n acelerada del consumo de combustibles, cosa que sucede en todas las economfas de nivel de renta per capita similar. El estancamiento de la demanda s6lo es explicable por la magnitud de la depresi6n. Bajo condiciones normales como se puede apreciar en el cuadro 4, el consumo per capita de derivados del petroleo apenas alcanza en Perd al 44% del promedio latinoamericano. CUADRO 4 CONSUMO PER CAPITA ANUAL DE DERIVADOS DEL PETROLEO EN BARRILES CON RELACION AL PERU (multiple) ARGENTINA 4.6 2.6 BOLIVIA 1.3 0.7 BRASIL 2.9 1.6 COLOMBIA 2.4 1.3 CHILE 3.9 2.2 ECUADOR 3.3 1.8 MEXCO 7.6 4.2 PERU 1.8 1.0 VENEZUELA 7.9 4.4 AMERICA LATINA Y 4.1 2.3 CARIBE (PROMEIO) 43. En primer lugar, a fin de evitar la inestabilidad y imprevisibiidad en los ingresos fiscales que se derivarfa de mantener impuestos ad-valorem sobre precios de importaci6n o exportaci6n, que puedan tener variaciones significativas en el corto y el mediano plazo, a un sistema de ajuste 41 aut6mnatico de los precios al productor debe acompaniarse con una reforma a los impuestos que sustituya las tasas ad-valorem por impuestos especfficos expresados en valores constantes por gal6n - vale decir, cuyo valor monetario varfa con un fndice de precios internos. Este cambio traerfa las siguientes ventajas: a) Los recaudos tributarios mantendrfan su valor real; b) Las variaciones de los precios al consumidor serfan menores, en terminos porcentuales, a las variaciones de los precios internacionales y la tasa de camnbio (v. gr., si el impuesto equivale aproximadamente al 50% del precio al pdlblico una variaci6n del 20% en el precio internacional de la gasolina ocasionarfa una variaci6n de menos del 10% en el precio el consumidor local); C) un impuesto especffico serfa mas facil de administrar que un impuesto ad-valorem en condiciones de libertad de precios al productor; d) en el caso particular de los impuestos a los combustibles es mls apropiado, desde el punto de vista de la asignaci6n de recursos en la economfa, el uso de impuestos especfficos. 45. En materia de niveles y estructura de la imposici6n de acuerdo a los diferentes derivados, se plantea en terminos generales:' a) Los usuarios de vehfculos de transporte pagaran impuestos sustanciales como compensaci6n por los costos de mantenimiento, rehabilitaci6n y desarrollo de infraestructura, congesti6n y contaminaci6n. b) Se impondran moderados impuestos a los combustibles empleados por los usuarios domesticos, industriales y las empresas generadoras de electricidad. Las deseconomfas que generan tales usuarios son poco importantes o en su mayor parte, es independiente del tipo de combustible que se emplee. Por ejemplo, el grueso de los dafios que puede causar una fundici6n a los agricultores cercanos no depende tanto de si usa carb6n o petr6leo residual, sino de los contenidos sulfurosos o de otro tipo que tienen los minerales. Mas que penalizar el empleo del combustible, lo pertinente es colocar impuestos en funci6n en los efluentes perjudiciales. La raz6n de impuestos a los combustibles en este caso estarfa dada sobre todo como estfnulo a uso mas eficiente de los mismos y de evitar desvfos debidos a fuertes diferencias de precios para el mismo producto, ademas de los requerimientos fiscales. 42 46. El principal problema que se presenta al tratar de aplicarse estos planteamientos basicos es que un mismo derivado tiene usos distintos. Asf, el diesel se emplea tanto para transporte, como para generaci6n de electricidad y en usos industriales diversos. En la practica esta dificultad puede resolverse sin generar mayor ineficiencia econ6mica y mas bien conduciendo a uso mas racional de los derivados del petr6leo. En efecto, actualmente se tiende a emplear con fines de generaci6n de calor y electricidad destilados ligeros como el diesel los que pueden ser sustitufdos a menores costos por petr6leo residual, haciendo inversiones no muy elevadas. Ciertamente, en el caso de los usuarios domesticos de menores ingresos, el asunto es un tanto mas complejo. Sin embargo, hay que considerar que existen buenas posibilidades de sustituci6n y de mejorar la eficiencia en uso del querosene, con lo que practicamente podrfan minimizarse los impactos de la tributaci6n sobre el poder de compra de los consumidores mas pobres. 47. En gran parte, la estructura actual de impuestos con los derivados del petr6leo es consistente con lo aquf sefialado. Los ajustes que quedarfan por efectivar serfan basicamente los siguientes: a) Nivelar los impuestos al diesel con los de la gasolina. b) Ajustar el precio del querosene en raz6n al del diesel (o sea que el querosene se venda a un descuento razonable y en relacion al diesel) pero no excesivo para que no haga mas rentable el usar querosene y en vez de diesel en el transporte y en la industria. c) Reducir los impuestos al residual, de modo que se amplie su empleo en la industria y en la generaci6n electrica (en sustituci6n del diesel). 48. Actualmente, debido a la sequfa y al terrorismo, se ha agravado el problema de los cortes del servicio pilblico de electricidad. Por ello, no resulta viable efectuar los ajustes a los impuestos del diesel en lo inmediato. Sin embargo, a mediano plazo es crucial que se lleva a cabo tal medida; tanto por razones de eficiencia econ6mica, como, especialmente, por motivos fiscales. En realidad, se corre el riesgo que los ingresos fiscales disminuyan marcadamente por la sustitucion en el empleo para transporte del combustible mls gravado - la gasolina - por el menos gravado - el diesel. Este fen6meno ya se viene dando. Por ejemplo, la Federaci6n de Ch6feres esta importando vehSculos diesel para taxis. AdemAs, si la diferencia absoluta entre el diesel y el residual es insuficiente, nadie querra usar residual con que se tendra que exportarlo a pdrdida e importar diesel cuyo consumo excedera la capacidad de refinaci6n nacional. 49. Ni desde el punto de vista econ6mico ni operacional, se justifica mantener trato de excepci6n - una vez superada la emergencia debida a la sequfa - en materia de tributacidn a los combustibles 43 en favor de las empresas de generacion electrica. Se les podria descontar un pequenio porcentage por ejemplo, el cargo por mantenimiento de carreteras, pero de ninguna manera se deberfa dejar de tributar diesel para usos fuera del transporte. (i) La incidencia en promedio sobre los cost6s de generaci6n en la actualidad serfa equivalente a no mAs de 1,5 centavos de d6lar, y pasada la sequfa, esta cifra debe reducirse en mas del 50%. (ii) La eficiencia en el empleo de combustibles para generaci6n electrica es muy baja, por falta de reparaciones y mantenimiento adecuados. (iii) No se emplea el esquema de generaci6n mas conveniente desde el punto de vista econ6mico para cada zona. Asf, en el Departamento de Piura se dispone de abundante gas asociado que se desperdicia completamente, ademas de disponerse de posibilidades de generaci6n hidraulica invirtiendo casi s6lo en equipo electromecanico para aprovechar obras de riego existentes. (iv) Los usuarios privados que no estAn conectados a la red y que no pueden hacerlo, tales como las minas, generalmente disponen de alternativas de generaci6n mucho mas eficientes, sea con centrales hidradlicas pequefas o con grupos electr6genos que usan petr6leo residual, u otras alternativas. (v) Gran parte del problema - de la elevaci6n de los costos de generaci6n - puede resolverse conectando a la red electrica a usuarios que ahora permanecen aislados, con inversiones menores (v.gr. agricultores que bombean agua para riego en la costa). 50. Por otro lado, igualando el impuesto al diesel con el de la gasolina, se puede esperar que en unos cinco anios - estimando un consumo de hidrocarburos de 200.000 B?D. - los ingresos fiscales asociados al uso de derivados del petr6leo podrfan llegar a unos $200 millones mensuales. Y, esto, por la raz6n siguiente: en terminos de ingresos corrientes, los precios de los vehfculos se han reducido en los dos tiltimos anos a la cuarta parte, como efecto combinado de la sobre valuaci6n cambiarSa y de la reducci6n de los aranceles. Dado el nivel de renta per-cApita, el Perd deberfa pasar de un parque automotriz equivalente a un vehSculo por cada treinta personas a uno cada diez, como es el caso de los paSfses de America Latina en que los automoviles tienen precios cercanos a los internacionales. OBSERVACIONES FINALES El primer beneficio de aplicarse al mecanismo de ajuste automltico de acuerdo con los precios 44 internacionales - mas impuestos especfficos de valor constante - es la despolitizaci6n de la tarificaci6n de los hidrocarburos. Los consumidores veran fluctuar los precios de ellos en raz6n a condiciones objetivas de mercado y no a caprichos de las autoridades. En este sentido es muy importante que los usuarios vean como cuando se usan los mecanismos del mercado, los precios tambien pueden bajar, ni Petro-Perd ni el fisco podran considerar que los niveles de precios alcanzados son una especie de conquista que hay que defender. 51. La fijaci6n de impuestos es una tarea compleja; se tienen que ponderar varios criterios, siendo la orientaci6n y magnitud de los impactos con relaci6n a cada uno de ellos mal conocidos. Por ejemplo, es comiin la creencia que el impuesto a la renta mejorarfa la distribucion del ingreso al sustraerse mas dinero a los ricos que a los pobres, cuando, bajo condiciones de economfa abierta - tanto en los mercados de bienes como de capitales - sucede todo lo contrario: la carga del impuesto recae sobre los salarios. Asf mismo, es comtin creer que los impuestos a los combustibles disminuyen el nivel de vida de los mnAs pobres. Es, en general, todo lo contrario. Los ricos son los que gastan directa o indirectamente mas energeticos. Asf un propietario de un vehfculo particular consume combustibles para el transporte, por lo menos diez veces mAs que una persona que emplea el servicio pUblico. Peor adn, los subsidios a los combustibles se terminan pagando con el impuesto inflacionario, que los ricos evaden casi por completo, inclusive, se benefician, al tener activos no afectados por la inflaci6n y pasivos cuyo valor disrninuye con ella. 52. Como resulta obvio, la imposicion debe acomodarse a la realidad y a los objetivos que se busquen seg5n el pafs. Es asf, que cuando un gobierno trata de atraer capitales del exterior, porque su ahorro es muy bajo, no gravara a los intereses ni a los beneficios; cuando la informalidad es muy elevada, no pondra impuestos altos sobre las ventas ni sobre las utiidades, salvo en actividades sobre las que tenga capacidad de control efectivo; cuando se busca reducci6n a la contamninaci6n cobrara tributos que la penalizen directa o indirectamente; cuando trate de que se eleve la demanda por mano de obra, se quitarfan impuestos a los factores complementarios a la misma; etc. Actualmente, en el Perd existen circunstancias muy definidas que facilitan el,planteo de objectivos para una estrategia en materia impositiva; a) consolidar las recaudaciones para que no fracase del todo el programa de estabilizaci6n y reforma estructural; y, b) mejorar la competitividad real de la produccion y bienes transables como instrumento para que se eviten colapsos de empresas injustificados y para facilitar la recuperaci6n de la economfa y del empleo 45 productivo. Los obstaculos basicos para el logro de estos objectivos, con los instrumentos usuales, es la proliferaci6n de la informaldiad y el deterioro de la administraci6n y los servicios piiblicos. 53. Es claro que en tales condiciones, tributos a los derivados del petr6Leo cobran especial importancia para que la economfa salga del entrampamiento en que se encuentra, en la medida que permiten aliviar el problema fiscal con equidad y eficiencia en su asignaci6n de recursos. En efecto, la aplicaci6n correcta del criterio de eficiencia econ6mica - precios segdn costos de oportunidad - con relaci6n a los derivados del petroleo, puede compatibilizarse, sin serias dificultades, con el objetivo de obtener una sustancial recaudaci6n fiscal con tributos altos al grueso del consumo de hidrocarburos, y con una mejora en la distribuci6n del ingreso - siendo ellos claramente progresivos. 54. El hecho que los impuestos sean especfficos hace que las fluctuaciones en terminos porcentuales se amortiguen sustancialmente. En el caso de la gasolina corriente, un incremento de los precios internacionales del 25 % apenas se traducirfa en un alza para los consumidores del orden del 10%. Asf mismo, hay que tener en cuenta - que salvo por conflictos belicos - es poco probable que los precios internacionales fluctuen bruscamente, ya que progresivamente se ha venido reorganizando el mercado petrolero internacional, presentAndose un panorama mucho nas claro que el de los setentas o inicio de los ochentas. 55. Los impactos sobre asignaci6n de recursos, ahorro de energfa e ingresos fiscales, se han de manifestar mucho mas nltidamente en el mediano plazo, por lo que es fundamental definir los impuestos sobre s6lidas bases econ6micas para que puedan durar. Debe quedar claramente establecido que, aun si se tuviesen otras alternativas disponibles para financiar el presupuesto pdblico, no se justifica reducir los impuestos al consumo de hidrocarburos, ya que los costos por externalidades mencionados - contaminaci6n, congesti6n, requerimientos de infraestructura vial, etc., - no son menores que los montos de los impuestos de que se trata. No hay ninguna raz6n para que se piense que impuestos altos a los combustibles sean 'antit6cnicos". Obviamente, que pueden serlo cuando estan mal aplicados, como era el caso de impuestos al residual que se tenfa hasta hace poco. Mis bien, la tendencia actual en varios paSses desarrollados es imponer gravamenes sustanciales de acuerdo a estimaciones desagradables de los costos por tipo de contaminaci6n y otras deseconomfas. 56. Otro elemento que debe tenerse en cuenta, en este sentido, es el de la fuerte sobreevaluaci6n del 46 sol respecto al d6lar. Esto significa sencillamente que todos los precios definidos en d6Mares por los mercados externos estan siendo rebajados a la mitad con respecto a los de los bienes no transables. En otras palabras, si por un gal6n de gasolina se pagaba $1.30 en 1985, ahora tendr(a que pagarse $2.60, para que su precio en relaci6n del conjunto de los demAs bienes se haya mantenido. Es decir que en terminos relativos, actualmente, los hidrocarburos no son mas caros que en 1985. 57. Para que se pueda tener una idea mas definida de la solidez de los argumentos que sustentan la imposici6n de tributos elevados sobre los hidrocarburos empleados para el transporte, hay que reflexionar lo que implicarfa el paso de un stock de 1 auto cada 30 personas, o 1 cada 10. En primer lugar, esto tendrfa fuertes consecuencias macroecon6micas sobre la Balanza de Pagos y el tipo de cambio real, y crecerfan las importaciones en forma sustancial. Por otra parte, sera contrarestar los efectos que tendrfa esto sobre el trafico la congestion y la poluci6n aerea de Lima y de otras ciudades, o sobre el estado de las carreteras (se tendrfan que invertir anualmente cientos de millones de d6lares adicionales en mantenimiento. 47 3. PROPUESTA CON RELACION A LA DESREGULACION Y TRIBUTACION DE LOS DERIVADOS DEL PETROLEO Las medidas adoptadas para eliminar los impedimentos legales a la entrada deben ser complementadas con otras adicionales que se sefialan a continuaci6n, a a fin de que sean realmente operativas. a) DESREGULACION (i) Establecer un mecanismo de fijaci6n de precios mnaximos de venta ex-refinerfa para los derivados del petr6leo con base al concepto de paridad de importaci6n (definido por un precio FOB de mercados representativos, flete, seguro, perdidas, gastos de internaci6n, tasa arancelaria, descarga y almacenamiento). En este esquemna, las ganancias y perdidas de las refinerfas seran consecuencia exclusiva de las ventajas comparativas que estas tengan con respecto a los precios de paridad de importaci6n. Este mecanismo simula el proceso de operaci6n de una refinerfa en un mercado competitivo. ii) Establecer la reajustabilidad autonitica de los precios en forma mensual o cada vez que las variaciones en las variables utilizadas para su determinaci6n conlieven a un cambio del precio al pdblico superior al 5 %. El precio ex-refinerfa debera ser indexado a los precios internacionales y a la tasa de cambio, y los margenes de distnbucion (mayorista, transporte y minorista) a los fndices representativos de los costos e inversiones asociados al negocio (tasa de cambio, inflaci6n, fndice de salarios u otros). iii) Permitir a terceros el emnpleo de los terninnles marftimos y de almacenamiento de Petroperd, aplicando sistemnas de tarificacidn segdn costos marginales, mientras no se constituya una empresa independiente que se haga cargo de dichas instalaciones. b) TRIBUTATION i) Sustituir las tasas ad-valorem del Impuesto Selectivo al Consumo por tasas especfficas que sean expresadas en valores constantes. ii) Gravar con mnontos sirnilares tanto a la gasolina como al Diesel. Esto debera hacerse efectivo en 1 o 2 semestres, cuando mejore el suiministro de electricidad. iii) Ajustar las tasas aplicadas al querosene y al GLP, de modo que no se incremente 48 significativamente el diferencial de sus precios con los del diesel. iv) Reducir sustancialmente la tasa aplicada al petrdleo residual o, en su defecto, colocar un impuesto compensatorio sobre el carb6n. v) Eliminar las exoneraciones existentes del Impuesto Selectivo al consumo de combustibles a favor de las empresas electricas . En el cuadro siguiente se presenta una estimaci6n sobre los efectos en los precios al consumidor y en los ingresos fiscales de la aplicacidn de lo antes seSalado. Actualmente el Estado recauda entre 60 y 70 millones de d6Mares por mes por impuestos al consumo de derivado del petroleo. Con la estructura del consumo del primer semestre de este aLo la recaudaci6n se elevarfa a unos 50% al aplicarse los tributos especificos recomendados. Cuadro 5 IMPUESTOS PROPUESTOS Y PRECIOS (EN DOLARES) PRODUCTO PRECIOS AL IMtPUESTOS MARGEN DE PRECIOS AL VENTAS DIARIAS RECAUDACION ESTIDIO COMERCIALIZACION CONSUPtIDOR (miles de MENSUAL barriles) (milLones) 1/ Gasolfna de 64 Oct 0.73 1.20 0.15 2.08 22.0 33.3 Gasolina de 95 Oct 0.78 1.50 0.17 2.45 3.5 6.6 Ouerosene 0.74 0.70 0.10 1.54 15.0 13.2 Diesel 2 0.71 1.00 0.15 1.86 40.0 50.4 Reslidtal 6 0.39 0.10 0.49 16.0 2.0 GLP 0.70 0.80 0.10 1.60 6.0 1.0 __________________________________ ________________ - ________________ - Total 106. I/ Estos montos no excluyen las exoneraciones pare corsumo miuittr et total neto serfa un poco mayor a US $100 miltones. Fuente: Elaborado con base a datos - PetroperuA I Annex 2 Original Report by Mr. G. Palacios (in Spanish) I 51 Santiago 18 de Marzo de 1992 Sr. Chakib Khelii Divisi6n do Infreestructura y Enorgfa Departomonto T6cnlco Oficina Regional para Am4rica Latina y el Caribe Banco Mundial 1818 H Street, N.W. Washington D.C. 20433 U.S.A. Presente Estimado Chakib; Adjunto Memorandum sobre ml visita al Peru. Te solicito por favor que le entreges una copia a Michel del Buono. En rolaci6n a lo planteado por mi en el punto 8 de mi Memorandum, estoy a disposici6n del Banco Mundlal si requieren de mi colaboraci6n, yo quo como tu bien sabes, tengo bastante experiencia en los primeros temas en quo croo que Peru podr(a requerir apoyo Inmediato, re3ultendo facil colaborarles desdc Chile en esas materias con la colaboraci6n de RufIno Cebrecos en el Peru. Aprovecho do serialarte que eatoy atras;do on la preparacl6n del documento 3obre ml exposicidn on ol Sominario de Abril, no obstante, tratar4 de enviertelo ain falta antes de finales do la pr6xlma semana. Quedo a la espera de tus noticias y sprovocho la oportunidad de saludarte. Atentamente, G NZALO PALACIOS V. Gerente eneral de GASNATURAL S.A. Consultor del Banco Mundlel 52 MEMORANDUM FECHA: Marzo 10, 1992 A: Michel del Bueno (ESMAP) y Chakib Khelii (LATIE) DE: Gonzalo Palacios V., consultor Banco Mundial REFER: Peru - TOR's for Ernlrgy Pricing and Taxation Study 1, De acuerdo a lo acordado en los tdrminos do reforencia de la misidn, yo viaje a Lrma, Peru del 23 al 25 de Febrero, y durante los dos d(as h6biles do mi visita sostuvo ontrovistas, conjuntamonte con Rufino Cobrocos y Guillermo Perry con: El preridente de PETROPERU y su ascsor principal asosor. * La Vice Ministro de Economfa y Flnanzas (MEF) ,quo adomds as presidenta de la Comisidn de Tarifes de Hidrocarburos, reunidn a la cual asistioron los dos principalos casosoros del Ministro do Economfo, Sr. Penaranda y Sr. Pedal. Con personal de la Gerencia de Planlficaci6n de PETROPERU con el objeto de obtener informaci6n referente a la empresa y a la actual 3ituacidn de precios e impuestos a loa combustibles. 2. Tambi6n sostuve diferentes reuniones con Rufino Cebrecos y Guillormo Perry, con el objeto de Intercamblar puntos do vista respecto a mi informe enterior sobre la desregulaci6n y liberalizaci6n del sector petrolero en Perui, de Noviembre de 1990. Cabo sohalar que, en general, embas personas estaban de acuerdo con oi contonido y propuesta de mi informe. Los tres coincidimos que los camb;os de mayor urgoncia quo pormitirfan avanzar on la implementaci6n de la desregulaci6n y liberalizocoln del sector petrolero son; a) Establecer un meconiamo outomatico de fijacidn de procios do ls derivados dol potr6loo do acuordo a un; f6rmula que simule los 53 precios qua deberfan existir en un mercado desregulado (concepto de paridad de importaci6n). b) Crear at menos dos empresas filiales de PETROPERU, una que cubra la actividad de Refinaci6n y otra la Comercializaci6n de Derivados, caso en que la matrIz quedarra a cargo del negocio de exploraci6n y producci6n de crudo. Las filiales daherfan operar como sociedades an6nlmas y existir precios de transferencia del crudo a las refinerfas a valor econ6mico real, asf como ia filial de comercializaci6n deberfa prostar servicios de almacenamiento y uso de terminales marltimos de derivados del petr6loo a terceros. c) Establocor un sistema tributario aplicable al petr6leo y sus derivados lo mds parecido posible al esquema Imperante en el resto de la economfa. Como punto de partida se requerirfa captar la sobrerenta petrolera que genera la producci6n interna de crudo directarnente en el negocio "upstream" y no a travds del Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) como ocurre en la actualidad. Esto es bastante fdcil do implementar, ya que para los contratistas que actualmente estin en produccidn (Occidental y Oxy/Bridas), este impuesto o "sobrerenta" corresponde 8 la diferencia entre la canasta de crudo de referencia definida en los contratos y el valor de los servicios cancelados a ellos. Para el caso de PETROPERU se puede establecer un tmpuesto por zona de producci6n (Noroeste, Selva y Petromar), bajo un sistema similar a los contratistas privados, esto es, esTablecer un impuesto igual a la diferencia entre una canasta de precios de crudos representativos de la producci6n de la zona y una estimaci6n de los costo de produccidn de la zona (inclufdo rentabilidad sobre las Inversiones) . 3. Mi irnpresl6n general de las reuniones sostenidas con las prinCipalGS eutoridades del MEF es que existe el deseo y posibilidades conCretas de avanzar en la direcci6n deseada, de tal forma que hay quO aprQvec?nar la ocasi6n oare Impulsar los cambin-s rdpidamente miAntras 8a cuenta con el apoyu do las personos m6s influyentes a nivel del MEF. En efecto, et principal asesor del Ministro, Sr. PeAiaranda, asf coma la Vice-Mtniatro estuvieron muy de acuerdo con los principales elementOS se?6alados en el punto ariterior, y su desco era puder implementarlos lo untes posible. Tamblen manifestaron que el Ministro de Energfa y Minas (MEM) estarft de acuerdo y Pefaranda prc,pn,z nrogramar una reuni6n 54 conjunte duranto la semana entre ambos Ministro para nnalizar ei tema, reuni6n a Ia cual irfa Guillermo Perry. 4, El Presidente do PETROPERU tambidn manifest6, en general, su conformidad con los planteamientas, sobre todo porque IQ permitirfa una mayor autonomfa en el manejo de la empresa bajo reglas del juego definidas y le pormitirfa salir del actual sistema de 'ir a llorar cada mes al MEF". \ 5. En general ml Impresi6n fue que el gobierno no cuenta con un programa especffico de desregulaci6n dAod shorr no obstante existe en alguna personas claves el deseo de avanzar en la direcci6n correcta. En ofecto, desde mi informe anterior (Noviembre 1990) han habido algunos cambios, como la liberalizacidn de las importaciones de derivados y la vigencia dGl DL 655, que entre otras matorlas, crea ;a Comisi6n Nacional de Tarifas de Hidrocarburos y da una mayor libertad para la participaci6n del sector privado en el negocio petrolero on ol Poru. En esta nueva regulaci6n aun subsisten ciertas limitaciones para un mercado Agil y expedito en el negacio "donwstream" y ademds, aunque mantiene el control de precios en todos los niveles do la cadena de comercializaci6n, establece que Aste debe realizarse con el objetivo de acercarse hacia una situaci6n de preclos libres. Cabe destacar qua la liberalizaci6n de las importaciones en la practica s6lo es posible de ejercer por la gran Mlnerfa. ya que todo el reato de las instalaciones de terminales maritimos de productos limplos son propledad de PETROPERU. i. Agtutlinente la rocaudacl6n fiscal es extremadamente dependiente de los ingresos por impucstos petroleros tanto directos como indirectos. valores quo dado los actuales precios del petr6leo ascienden a casi US$ 1,100 millonea (ver Cuadro NO 1 adjunto), cifra que aproximadamente represents un torcio de la recaudaci6n fiscal total. Esta situaci6n hace diffcil una reducci6n en el corto plazo de los impuestoS indir6ctos a los combu=tibles, no obstante es-to no impide avanzar hacia una de3regulacidn del marcado estableciendo claramente en la estructura tarifaria los impuomtos directos (IGV), los indirectos que tengan JustificaciOn econ6mica (Impuestos a la comhustibles de uso automotrlz -gazolinla8 y diesol-que as utilizan como mecanismo indirecto de cobro por uso de la Infraestructura caminera) y los indirectos que se deberfan ellminar en el medlano pLazo. 55 7. Con el objeto de analizar m6s detalladamente las actual situaci6n de procios internos de los derivados del petr6leo en el Periu, se calculo una estructura de fljaci6n de precios de los derivados del petr6leo de acuordo a una f6rmula quo simula los precios quo deberfan existir en un morcado derregulado - concepto do paridad de importaci6n - , valores que se entrogan en el Cuadro N0 3. Las cifras de este Cuadro fueron calculadas con la metodologfa gonaral de cAlculo de la paridad do importaci6n 6eAalada en ol Anexo N01 de mi informe do Noviambre de 1990 . En ol Cuadro NO 2 se detallan los ingresos tributarios quo gonararfa el nuevo sibtema de fijaci6n de precios seg6n tipo de impuesto (directo a indirocto), asf como una estimaci6n bastante agregada de los impucstos quo goncrarf'3 la sobrerenta petrolera. Ambos Cuadros fueron entregado a Guillormo Porry duranto mi estadfa en Peru (salvo el cilculo de los ingresos por sobrerenta petroloro quo incluyc cl actual Cuadro N02). En rolac!6n a las cifras de ambos cuadros caba destacar lo siguiente: ' Los precios internos en el Peru vigontos a finales de febraro de 1992 son en la totalidad de los productos superiores a los que deberfan oxistir bajo un esquema de eficiencia econ6mica. Incluso en productos de moyor incidoncia social como ot Kerosene y Gas Licuodo, quo hist6ricamonte tuvieron importantes subsidios, los precios son del orden de un 23% superiores a los que deberlan existir considerando e6lo impuestos diroctos (IGV). * El fuel Oil tiene un Impuesto indirecto de 39 US$c/gal6n, lo que implica que el precio a lI industric es un 78% superior al que doberfa existir. Esto e3td llevando a la industria de consumo intensivo de energla a tomar decilones de cambia do combustibles quo no son las m6s adecuada pare el pefs, como as ol caso de las cementeras, empresas que estdn cambiando au consumo a carb3n importado. a pesar que PETROPERU tiene quo exportar el Fuel Oil que le sobra, pudiendo ba)ar aun mns el precio do este producto el relacion ai calculado en el Cuedro N° 3 , quo corresponde a ta paridad de irmportaci6n y no a la de exportaci6n. No obstante lo anterior, el monto de este impuesto indirecto al Fuel 01 que es de USS 150 millones al eaie, hace diffcil on of corto plazo su sustituci6n por otrt Irpuesto, con la excepci6n de subir el precio final de las gasolinas y diesel en un 11%, lo que generErfa un monto de recaudaci6n similar. 56 provenge de impuestos indirectos ( USS 862 sobre US$ 1,122 millones), siendo la contribuci6n estimada do la sobre renta petrolera de s6io US$ 127 millonos. Cabe destacar quo la recaudaci6n total de la nuovas estructura tarifaria sehalada on el Cuadro N0 3 resulta ser superior -en US$ 56 millones respecto a 13 vigente, mS6 las respectivus utilidados do PETROPERU que debardn generarse on funcT6n do un osquoma quo Incentiva la eficiencia en su operaci6n. 8. Cabe destacar qua, seoun mis puntos de vista, los cambios de mayor urgencia que parrhitirfan avanzar en la implementaci6n de la dosrogulaci6n y liboralizaci6n del sector petrolero, serialados en Gl punto 2 de este informe, son posible implementar a trav4s de Decretos sin necesidad de recurrir a una Ley. En efecto, a mi entender, la ley de PETROPERU le permite formar filiales y pareciers ser qua la Ley de Emn aia-T Fpermite tabrn56n al Ejecutivo modificar la estructura de determinads impuesato, tal como lo han hecho Oltimamente con el ISC , con la reciente creac.:6n de la contribuci6n del 10% del precio de vento ex-roffinrfa qua so lc oplica a PETROPERU. Esto implic3 quc hay quo aprovechar la ocasi6n para impulsar los cambios r6pidamonto mientras so cuenta con el apoyo do las porsonas mds influyentes a nivel del MEF, sobre todo considerando que las mcdificaciones pueden realizar sin variar prdcticamente los procios a publico de los combustibles. Segun mi opini6n, para implomontnr los cambios el goblerno peruano requorirfa apoyo en: & Elaboraci6n del decreto que fijan las f6rmulas nutomdticas de precios de los combustibles con los respntTivoq impuestos establecidos en las mismas (punto 2. a). * Elaboracl6n del decreto que 0stablece un impucsto a la producci6n de crudo y quo permite captar lo cobroronta potrolere, el cual roemplazarro a la contribuci6n del 10% dol pranio do venta ex-refinerfa que se le apllca a PETROPERU (punto 2. c). * Asesorfa legal y conteble pare la filiglizaci6n de PETROPERU (punto 2. b). 57 CUADRO N 1 AC1 UAL RECAUDPACION FRUCAL POR IMPUESTOS A I 06 HIDROCARBUROS (1) Miligones US$ Impuesto solectivo al Consumo (ISC) 928 Impuesto a las Gasolinas (6°%+8%) 42 ImpueGto 10% a les ventas ex-refincr(a de PETROPERU 96 …-- - - - -- ---- - -…--- - ---- --… TOTAL IMPUESTOS 1066 (1) Fuente: PETROPERU I Annex 3 Original Report by Mr. G. Perry (in Spanish) I 6/3 / 9 2 59 MEMORANDO REF: TARIFAS E IMPUESTOS A LA ENERGIA ELECTRICA EN EL PERU PARA: Chakib Khelil, Steve Ettinger D E. Guillcrmo Perry I. TARIFAS En el curso de los ultimos aAos las tarifas electricas han venido incrementandose en terminos reales y acercandose al Costo Incremental de Largo Plazo (CILP). En Agosto de 1990 la larifa media se elevo aproximadamente a 3.5 centavos de d6lar por kwh (4.3 centavos de d6lar por kwh incluyendo los imruestos destinados al propio sector -impuesto de "Frontera Electrica", DL 163 de 1982-, e impuesto para financiar la reconstruccion de instalaciones afectadas por el terronsmo). En 1991 se incorporaron estos impuestos y el Impuesto Selectivo al Consumo en la estructura taifana. En adici6n, la fijaci6n de taritas comenz6 a basarse en estimativos del CILP y no en los costos histoncos, como era la practica anterior. El efecto de estos cambios fue el de elevar la tarifa promedio a 6.2 centavos de dolar por kwh. El cuadro adjunto muestra la actual estructura de.tarifas e impuestos. Como puede observarse, las tarifas industrales equivalen aproximadamente a los costos marginales de largo plazo estimados por la Comisi6n de Tarifas de Electncidad y eri el caso del sector comercial los exceden en 19%. Sinembargo, las del sector agropecuaro, para "uso general' y la tarifa promedio para el sector residencial equivalen apenas al 431%, 67% y 52%/c de los CILP respectivos. Las tarfas marginales para el sector residencial estan por debajo de los costos hasta los 750 kwh-mes y los exceden para consumos superiores, oscilando entre el 16% y el 189% de los CILP. II. IMPUESTOS Y RECARGOS El servicio de electrcidad esta hoy sujeto a la tarf a general del IGV (1 6%) a parlir de los 100 kwh-mes de consurno, a arbitros municipales (hasta 7% en aita tensi6n, 120/c en media y 22%A en baja) y una sobretasa del 2% destinada a servicios de relleno sanitaro. Los arbitnos municipales tienen, adicionalmente, limites absolutos minimos (0.1%/c de la URT para el consumo domestico y 0.5% para el 6/3/92 60 no domrstico) y maximos (2 URT) Su producto se destina, en proporciones fijas. a los servicios de alumbrado publico, limpieza y parques y jardines. No hay razon alguna para que estos gravamenes municipales recaigan sobre el consumo de electricidad. Seria deseable que ?ueran sustituidos por sobretasas del impuesto predial. En adici6n, la destinaci6n especifica puede resultar muy inflexible. Por tanto, resultaria aun mejor incorporarlos en una mayor lasa del impuesto predial y permitir a los municipios una mayor flexibilidad en su asignacion. El Gobierno avanz6 significtivamente en la simplificaci6n del regimen fiscal al servicio electrco al haber incorporado en la tarifa el 85% (y haber eliminado el resto) de los impuestos de Frontera Electrica (creado por el DL 163 de 1981), el ISC (creado en 1990) y otros menores, que antes se cobraban de manera separada y tenian destinaciones especificas. III. IMPUESTOS A LAS EMPRESAS Las empresas de energia electnca estaban exoneradas del impuesto a la renta hasta el ano 2.000. Sinembargo, las gravara el impuesto de patrimonio (2% sobre activos brutos) a partir de 1993. La nueva ley sujetara al impuesto de renta solamente a los dividendos o utilidades distribuidas. En prncipio, estas empresas deben estar sujetas al regimen irnpositivo general. 61 TARIFAS E IMPUESTOS ENERGIA ELECTRICA SISTEMA MIXTO SECTOR COSTO TARIFA IMPUESTOS TARIFA MAS IMPUESTOS USc kw-hr IGV ARBITRIO RELLENO IMPUESTOS A TARIFA MUNICIPAL SANITARIO Hasta Hasta Hasta % % USc kw-hr % INDUSTRIAL Alta tension 4,5 4,5 16 7 2 5.63 25 Media tensi6n 6.5 6 16 12 2 7,80 30 COMERCIAL Baja tension 10,5 12,5 16 22 2 17,50 40 AGROPECUARIO 4,5 16 0 0 5,22 16 USO GENERAL 7 16 22 2 9,80 40 ALUMBRADO PUBLICO 10,5 6,9 16 0 0 8,00 16 RESIDENCIAL Promedio 10,5 5,5 14 22 2 7,59 38 Hasta 100 kwh 1,7 0 22 2 2,11 24 150 kwh 3,1 16 22 2 4,34 40 300 kwh 3,8 16 22 2 5,32 40 500 kwh 8,4 16 22 2 11,76 40 750 kwh 10,8 16 22 2 15,12 40 1000 kwh 13,4 16 22 2 18,76 40 mas de 1000 kwh 19,8 16 22 2 27,72 40 PROMEDIO GENERAL 6,2 16 15 2 8,25 33 62 MEMORANDO REF: SECTOR PETROLERO Y FINANZAS PUBLICAS EN EL PERU PARA: Chakib Khelil, Steve Ettinger DE. Guillerrno Perry I. PRECIOS E IMPUESTOS DE LOS DERIVADOS DEL PETROLEO. A. Precios Al Productor. En aquellos derivados del petroleo en los que no hay excedentes de produccion nacional, el precio al productor (ex- refineria, sin impuestos) debe ser igual al precio equivalente del producto importado, incluidos los gastos de internaci6n, ya que este es el costo de oportunidad en que incurre la economia nacional cuando se consume una unidad adicional de cada producto y es el precio que se obtendria con la operaci6n de un mercado libre competitivo. (En terminos mas exactos, el precio en planta de abasto debe ser igual al precio CIF de impornaci6n mas el costo de transporte del puerto a la planta de abasto). Cuando se trata de un producto con excedentes de exportaci6n (como es el caso del Residual en el Peni), el precio al productor ex-refineria debe ser aproximadamente igual al precio FOB de exporlaci6n. (En rigor, el precio en planta debe ser igual al precio FOB menos el costo de transporte de refineria a puerto, mas el costo de transporte de refineria a planta de abasto). En el Peru los precios ex-refineria fueron notablemente inferiores a los costos de oportunidad respectivos hasta 1991 (Cuadro 1). El nuevo Gobierno ha efectuado un esfuerzo considerable para acercarlos al precio de pardad. Los precios al productor fijados en Enero 4 de 1992 eran similares a los equivalentes importados en esa fecha (Cuadro 2). Ante la disminuci6n de los precios internacionales que tuvo lugar a principios de ano, los precios netos que recibe Petroperu (descontada la contribuci6n del 10%, que equivale conceptualmente a un impuesto indirecto) superan a los equivalentes internacionales (promedio de Febrero), con excepci6n de los del Kerosene y el GLP. Lo que resta por hacer en dsta materia es simplemente pasar a un sistema de ajuste automatico de los precios internos con las varaciones de los precios internacionales, que simule la 63 6 / 3' 9 2 operacion de un mercado libre competitivo. para liberarlos luego. klas aun, los precios de los combustibles utilizacos aor el sector industrial (en particular el del Residual) podrian ser liberados de inmediat o. La plena liberac:in de Ics precios de todos los derivados y ia desregulaci6n de los margenes de comercializaci6n requiere que el sector privado pueda efectuar importaciones en cantidades apreciables. A este fin convendria vender las instalaciones en terminales maritimos y en plantas de almacenamiento de prapiedad de Petroperu a varios agentes privados interesados en el negocio de importacion y distribucion mayorist: Como paso inmediato, de transici6n, estas instalaciones podrian pasarse a una filial autonoma que ofrezca el servicio. mediante un "fee" uniforme y regulado, a cualquier importador o distribudor mayonsta La liberacion de precios. o su fijaci6n mediante una ftrmula automatica atada a los precios internacionales. tendria las siguientes ventalas sobre el sitema actual: 1 ) evitaria que se distancien nuevamente de sus costos de oportunidad; 2) el Gobierno no incurriria en los costos politicos asociados con ajustes que se perciben como discrecionales y arbitranos; 3) se reducirian los efectos sobre expectativas. de inflaci6n que acarrean las aLzas oficiales; 4) se reducirian los precios internos cuando ello ocurra con los internacionales (Petroperu no puede hoy bajar el precio de venta del residual, con 1b que algunos consumidores grandes, que no tienen que pagar la contrbuci6n del 10%, comienzan a importarlo directamente a tiempo que la empresa estatal tiene que exportar los excedentes a menor precio); 5) se facilitaria la parlicipaci6n de capitales privados en la distrbuci6n mayorsta y posterormente en la refinaci6n. En tanto se utiaize una formula de ajuste automatico, esta tomaria en cuenta el precio del producto en el mercado de exportaci6n relevante (Costa del Gofo, Caribe o Venezuela) segun informaci6n de Platts u otra fuente similar, el flete de alli a puerto peruano segun tarifas AFRA, el valor de los seguros, la tasa de cambio del momento y los gastos de internaci6n. Vease Cuadro 2A. Los productos importados del Grupo Andino no estan gravados con arancel alguno, en tanto que los 6/3/9 2 64 provenientes de terceros paises pagan ellS1%O de su valor CIF. No es enteramente claro si la formula ce actualizaci6n debe incluir el 15%O de arancel. comoquiera que existen excedentes de algunos productos retinados en otros paises del Grupo Andino pero no siempre es pcsible imoortar de ellos al mejor precio. Dado que el Gobierno esta interesado en promover las importaciones por pariculares, pareceria conveniente incluirlo. En este caso, sinembargo, el valor de la f6rmula debe lomarse como un precio maximo, de modo que se permita cieria competencia en precios de venta. En caso de utilizar ajuste automatico de precios por formula para el Residual, producto en el que el Peru es exportador, al precio CIF de importacion del mercado respectivo (Costa del Golto) se restaria el flete desde Peru. el valor de los seguros y los demas costos de exportacion. Los ajustes podrian hacerse una vez por mes o cuandoquiera que el valor de la forrnula se modifique en mas de un 5%. Petroperu acostumbra calcular y publicar los precios equivalentes de irmportacion o exportacion en forma diana, Io que facilitaria la adopcion de esta politica. B. Impuestos Ad-Valorem o Especificos y la estabilidad de las Flnanzas Publicas. Los impuestos a los combustibles representan cerca de un 30% de los ingresos trbutaros del Gobierno Central (27.7% en 1990;29% entre Enero y Noviembre de 1991). En consecuencia, y dada la necesidad de lograr y mantener el equilibro fiscal, el Gobiemo no desea ver reducido el recaudo real de 6stos impuestos. Asimismo, tampoco le convendria la posible inestabilidad en los ingresos que se derivaria de mantener impuestos ad-valorem sobre un precio de importaci6n (o exportaci6n) equivalente, que puede tener varaciones significativas en el corto y el mediano plazo. Por las razones anteriores, entre otras, el transito a un sistema de ajuste automatico de los precios al productor debe acompanarse con una reforma a los impuestos que sustituya las tasas ad- valorem por impuestos especificos expresados en unidades tributarias constantes por gal6n (vale decir, cuyo valor varie con un indice de precios internos). Este cambio traeria las siguientes ventajas: 1) los recaudos tribulanos marrtendrian su valor real; 2) las variaciones de los precios al consumidor serian menores, en t6rrninos porcentuales, a las varaciones de los precios intemacionales y la tasa de cambio (v.gr., si el impuesto equivale aproximadamente al 50% del precio al publico, una variaci6n del 20% en el precio 65 61 3,'92 6 combuslibles tipicamente utilizaaos por el sector industnal, agricola y residencial tan solo al gravamen general del IVA y en unos pocos casos a un gravamen adicional modesto por razones de contaminac on (Veanse Ics cuadros del Anexo). En contraste, la gaselina y otros combustibles tipicamente utilizados en el sector transporte se someten, ademas, a gravamenes muy altos con el objeto de cobrar indirectamente a los usuarios los costos de mantenimiento, rehabilitaci6n y conservaci6n de la red vial y los costos de contaminacion asociados con el uso del parque automotor. Este concepto de "road-users charge" es opuesto al uso de impuestos ad-valorem. ya que las vanaciones en costos de mantenimiento de la red vial o en costos por contaminacion no guardan relact6n aiguna con las variaciones en los precios internacionales de la gasolina, sino mas bien con los indices de precios internos. Esta es una raz6n adicional para convertir los actuales impuestos ac-va:orem en impuestos especificos indexados al movimiento de costos domesticos Algunos de los problemas de ia actual estructura de impuestos y precios al consumidor en el Peru se pueden corregir con facilidad. En particular, es posible reducir el gravamen al residual y al GLP, a tiempo que se aumenten los gravamenes a ia gasolina y al Diesel para no perder recursos fiscales. Un problema mas complejo se presenta con el Diesel y el Kerosene. En principio, se desearia gravar con impuestos similares a la gasolina y el Diesel utilizado en el sector transporte, sin discriminar a favor de uno u otro combustible. (Incluso se puede argumentar a favor de un impuesto mayor al Diesel, comoquiera que los vehiculos que lo utilizan causan un desgaste mayor de las vias que los vehiculos a gasolina). Al mismo tiempo, no se desea gravar el Diesel utilizado en la industria, la agricultura y la generacion electrca y mucho menos el Kerosene utilizado por familias de ingresos bajos. No obstante, el control de utilizaci6n con impuestos muy diferentes se haria muy complejo. Si no se grava el Diesel utilizado en la producci6n y se impone un gravamen alto al utilizado en el sector transporte, aparecen desviaciones del primer uso hacia el segundo. Si el kerosene no se grava y el Diesel se grava con un impuesto alto, aparecen mezclas de Kerosene con Diesel. Algunos paises, como Chile, permrten que las industrias y las plantas electricas obtengan una devoluci6n del impuesto al diesel cuando demuestren su utilizaci6n para fines productivos. Otros no gravan el Kerosene y prohiben su venta en recipientes de mAs de 20 libras, sancionando severamente su uso en vehiculos o empresas. La mayoria, sinambar,0, opta por un impuesto al 66 Diesel menor que el que se apica a la gasolina (entre un 60°' y un 80%o del impuesto a la gasolina). En general. el impuesto al kerosene es menor y, a su vez, mayor que los aplicados al residual o al GLP, como una solucion de compromiso entre los objetivos econ6micos de la politica de precios e impuestos y las dificultades administrativas. (V6anse los cuadros del Anexo). En Peru conviene mantener este compromiso, que se refleja en la estructura de precios e impuestos adoptada en Enero 4 del presente anio, reduciendo en mayor medida el impuesto al Kerosene. Mas adelante podria pensarse en un sistema de devoluciones similar al chileno para el uso industrial y de generacion electricz del Diesel. En lo que hace al consumo del sector residencial, la mejor soluci6n a mediano plazo parece ser la de buscar un mayor suministro y penetracion del GLP y el gas natural, que no deben ser gravados con impuestos diferentes al IGV, especialmente a partir del desarrollo de los yacimientos de Camisea. Mas abajo se presenta un calculo de los efectos de los cambios propuestos sobre los ingresos fiscales y sobre la estructura de los precios al consumidor, asi como una comparaci6n de esta estructura con la de otros paises. II. EL REGIMEN IMPOSITVO Y LA ORGANIZACION DE PETROPERU. Petroperu lleva a cabo diversas actividades que van desde la negociaci6n y administraci6n de contratos de servicios y de nesgo para la exploraci6n y producci6n de crudo y gas y la exploracion y produccion directa, pasando por la refinaci6n, transporte, comercializaci6n y distrbucion de derivados del petroleo, hasta la produccion de petroquimicos. La mayoria de estas actividades tienen caracteristicas identicas a la de cualquier otra actividad industrial y comercial. Las vinculadas con la exploraci6n y producci6n de crudo y gas, sinembargo, conllevan la utilizaci6n de un recurso natural no renovable de propiedad del Estado, cuya explotacion genera rentas que deben ser apropiadas por el propio Estado para resarcirse por el agotamiento de un recurso de su propiedad y para impulsar el desarrollo econonrico y social de la Naci6n. En consecuencia, conviene separar nitidamente estos dos tipos de actividades, tanto desde el punto de vista organizativo, como desde el punto de vista del regimen tributaro. 67 En las actividades de t!po nelamente comercial (retinaci6n. transporle. comercializaci6n, dtistnbucion y petroquimica). una o mas filiales de Petropern deberian actuar en un ambiente competitivo y con precios de insumos (incluvenco el crudo y el gas que les venda el propio Petroperu u otras filiales) y productos liberacos o filados de manera automatica en relacion con los equivalentes' internacionales, como se expiico arrioa. Esta(s) filial(es) deberian actuar como cualquier empresa privada, con plena autonomia y agilidad operativa. sin recibir subsidios del Estado o de Petroperu y sometidas al regimen impositivo ordinano. La "tilializacz6n` cons:;tuye ur, paso previo indispensable si se desea prvatizar algunas o todas las actividades industrales c comerciales de la empresa. En todo caso resulta necesaria para medir la eficiencia economica de las diferentes actividades de Petroperu. para estimular su modernizacion y productivicac y para que empresas privadas puedan competir con ellas en igualdad ae circunstancias. En el caso ce Petroperu se facilitara enormemente por cuanto la empresa tiene ya un sistema operativo de contaoilicad de costos por tipo de actividad, que deberia complementarse cuanto antes con una contablidad completa de beneficios y costos por actividad desagregada, ncluyendo las transferencias intraempresa debidamente valoradas. En las actividades que entratnan el agotamiento de recursos no renovables y la obtenci6n de rentas econ6micas se requiere un regimen impositivo diterente que permita su captaci6n por parte del Tesoro Nacional. Conviene distinguir ,ca dos situaciones diferentes. En una de ellas Petroperu actua como un delegatario del Estado en la promoci6n, negociaci6n y administraci6n de contratos de servicios o de riesgo, ante la dificultad de constituir y mantener directamente en el Ministerio un cuerpo tecnico id6neo para esta importante tarea. La renta economica obtenida en estas operaciones equivale a la diferencia entre el costo de oportunidad del crudo o el gas recibido y los pagos at contratista (incluyendo los pagos de aranceles y otros impuestos indirectos efectuados por Petropeni a nombre del contratista). Esta renta se transfiere en parte a las regiones mediante el pago de regalias (canones o participaciones). El resto se deberia transferir en su mayor parte al Tesoro Nacional, manteniendo un 10% a 20% en Petropeni a titulo de comisi6n por el manejo de los contratos. En esta forma Petropenr tendria estimulos para promover y efectuar nuevos contratos, para pactar las mejores condiciones posibles para el Estado peruano, manteniendo los incentivos necesarios para la inversi6n pnvada, y para la buena administraci6n de los contratos, a tiempo que el fisco recibiria la mayor parte de la renta que le pertenece. Bajo este esquema Petropeni no podria 68 ut lizar estas rentas econrmicas para esconcer o enjugar perdidas en otras actividades. con to que se conseguiria no solamente una mayor transparencia sino un considerable estimulo a su eticiencia. La Direcci6n encargada de la promocion, negociaci6n y administraci6n de los contraic-. de servicios y de riesgo deberia lener un nivel jerarquico similar al de ia encargada de la explorac:cn y produccion directa y su labor se debe medir por ei exito conseguido en atraer inversionistas privados v los resultados de estos contratos en terminos de reservas probadas. Esta Direcci6n deberia. ademas, recibir orientaciones y reportar directamente al Ministerio, ya que cumpliria funciones que normalmente corresponderian a aquel. En lo que hace a la producci6n directa cabrian dos alternativas. En una, las utilidades obtenidas en esta actividad (descontados los pagos de canones y participaciones a las regiones) se gravarian a una tasa del 70% al 80%, para extraer en esta forma la renta economica. En otra, Petroperu suscribiria contratos con el Estado similares a los de los contratistas, para cada area de producci6n, pagando en dinero la participacion del Estado y liquidando un impuesto de renta ordinario sobre sus util lidades En cualquier caso, lo fundamental es que las perdidas obtenidas en otras actividades no puedan cargarse contra las rentas generadas en la producci6n de crudo y gas, como que tampoco se puedan enjugar eventuales perdidas en esta actividad con utilidades generadas en otras, a no ser que medie una decisi6n de capitalizaci6n efectuada de manera expresa por el Gobierno como propietario de PetroperLu y sus filiales. Este principio podria generalizarse a las diferentes actividades de la Empresa, estableciendo una contabilidad completa de costos y beneficios por actividad, como se indico atras. El Gobierno impuso en Enero a Petropeni una contribuci6n equivalente al 10% de sus ventas brutas, a tiempo que fij6 los precios de venta de Petroperu en la vecindad de sus costos de oportunidad (con excepcion del Kerosene y el GLP), como una manera aproximada de extraer las rpntnc w-nnrnfimi-2 uDX<< n1 1_> t-_- __i_, _ ,,_...s,x, al gravar la totalidad de las operaciones no tiene relaci6n directa con la generaci6n de las rentas de explotaci6n niie pretende extraer y, por tanto, no genera estimulos a la eficiencia ni of rece garantias de que el nivel de recaudaciones sea el adecuado. Convendria, por tanto, eliminarla cuando se adopte el regimen propuesto en esta secci6n. 6/3,'92 69 En la secc.on s,cuienre se estima el etecto fiscal de los cambios proouestos y se discuten sus consecuencias socre las finanzas de Petroperu ILL. EFECTOS DE LOS CAMBIOS PROPUESTOS. A. Precios e impuestos ai consumidor. El Cuadro 4 muestra ur.a comparaci6n de los precios e impuestos que regirian hoy de aplicarse los cambios propuestos en comparaci6n con los actuales. Los impuestos al residual y a] GLP se reducirian al equivalente a la apucaci6n del IGV: ello ocasionaria una reducci6n significativa en sus precios actuates al consumicor zCel 44°o en el primer caso y del 15% en el segundo). El impuesto al Kerosene se reduciria para martener aproximadamente igual el precio al consumidor. Los aumentos en los impuestos de la gasoirna v e! diesel (aproximadamente 28%) se han calculado de manera tat que compensen los recaudos tscales Perdidos al reducir los impuestos al Residual, al GLP y al Kerosene. Los incrementos en los precios ac:uales para los consumidores de gasolina y diesel serian modestos (14%" para la gasolina regular, 1C% para la extra y 11.5% para el Diesel), gracias a que el precio al productor se reduciria en el cor1o plazo al permitir que varara con el precio intemacional actual. La fila "ponderados", por la producci6n media de 1991, permite apreciar como los ingresos de Petropert y los del fisco se mantendrian aproximadamente iguales con los cambios propuestos. B. Distrlbucl6n de la Renta Econ6milca. Por su parte, el Cuadro 5 muestra un estimativo muy preliminar de la renta econ6mica que hoy obtiene Petroperu en su explotacion propia, basado en citras suministradas por la Empresa, y en la de los contratistas. Segun este calculo, que debe precisarse, la transferencia o gravamen del 80% de esta renta, deducidos los pages de canones y participaciones, podria representar para el fisco ingresos adicionales del orden de los 90 millones de d6lares anuales, a los precios internacionales vigentes en Febrero de 1992; vale decir, supenores a los que genera la contribuci6n del 10%. A pesar de los cambios propuestos Petropeni podria afrontar problemas severos de riquidez relacionados con el alto servicio de su deuda actual de corto plazo (que sumaba 465 millones de dolares a Diciembre de 1991, en una empresa con ventas brutas en el afno por 833 millones de d6lares), acumulada como consecuencia de sus perdidas pasadas. Habria que explorar, entonces, afternativas para reducir dicha deuda a niveles compatbles con la operaci6n sana de la Empresa, para luego distribuirias entre las filiales que se constituyan. En principio, ello podria conseguirse con una 70 C !nUHITARIC1. :RN^C '" ;Anr-L OE 2S MVRO0 : EN -H $ PCR p ALON LC-j 19--1 2 19'S' !i 24 1?35 1930 1i37 !939 ,02S OC0o 19CI ?192 PRErlO ;1F 0.52 0.59 0.57 0.15 0.7s 0 .7 0.53 PRECiO NET0 PEIR.PE.RU 023 0.42 0.44 0.47 'J.:9 0.29 0.27 0.2o 0.'3 0.21 0.44 0.67 0.i6 IMPUESTOS 3s Y OTRGS) 0.3 0.39 0.42 0.42 0.45 O.bG4 0.^. .4t 0.32 0.31 0.72 LI,. 1.19 PRECIO EN PLANTA 0.70 0.90 0.6 o.a 0.34 0.?3 0.92 0.;; 0.45 0.52 1.16 1.77 1.915 rAR6E! C0?E?C1ALJ7ACGH 0.04 0.06 0.0o 0.09 oS 0. 7 0.04 . 04 0.04 0.04 0.05 0.11 0.13 0.14 PRECIO HL PU0LIC0 0.74 0.36 a.9ss 0.9c 0.91 0.?7 C.9i 0.70 0.48 0.57 1.27 1.90 1.99 SASOLINA 95 PRECID CIF 0.52 0.59 0.5b 0.64 0.85 0.75 0.6U PRECIO NETO PETROPERU 0.47 0.51 0.54 0.53 0.44 O.34 0.;2 0.25 0.13 0.25 0.55 0.92 0.96 IMPUESTOS (ISC Y OTS1 0.40 0.49 0.54 0.49 O O.52 0.74 0.76 0.57 0.39 0.41 0.91 1.54 1.71 PPECID EN PLANTA 0.3? 1.00 1.0? 1.02 0.96 1.09 1.03 o.ai 0.52 0.69 1.47 2.46 2.57 GARSEM CMERCIALIZCIOM 0.04 0.u6 0.09 0.09 0.07 0.04 0.04 0.D4 0.04 o.I 0.11 0.123 0.13 PRECIO AL PUsLICG 0.0L 1.06 1.16 1.11 1.03 1.12 1.!2 0.80 0.55 0.74 1.57 2.59 2.70 KERGSE!E DMrSTICO PRECIS CIF 0.53 0.60 0.55 0.64 0.91 0.6? 0.5C PRECIC NETO PETROPERU 0.07 0.12 0.19 0.34 0.26 0.00 0.13 0.09 0.09 0.19 0.25 0.40 0.52 IWPUESTOS (ISC Y OTROS) 0.02 0.04 0.05 0.09 0.1J4 0.3 0.0o 0.03 0.00 0.01 0.22 0.53 0.44 PRECIO EN PLANTA 0.07 0.15 0.2. 0.43 0. O 0.29 0.19 0.10 0.09 0.19 0.50 0.92 0.90 MlAREEN COnERCIALIZACIOH 0.02 0.03 0.3 0.03 0.02 0.01 0.01 0.01 0.00 0.02 0.07 0.09 0.10 PRECIO AL PUsL1O O..l a0.10 0.27 0.46 0.43 0.29 0.21 0.12 0.10 0.22 0.57 1.01 1.0; KER0SE0E INHDSTRIAL PRECIO NETO PETROPERU 0.2C 0.33 0.43 0.51 0.44 0.30 0.20 0.10 0.01 -- IONPUESTOS (ISC Y OTROSI 0.06 0.10 0.24 0.26 0.44 0.56 0.39 0.10 0.01 -- - -- PRECIOEI PLANTA 0.45 0.52 0.67 0.77 0.97 0.96 0.66 0.19 0.02 - --- -- - MARGEN COKERC1ALIZACION 0.22 0.03 0.04 0.05 O.O. 0.02 0.02 0.02 0.00 -- -- - PRECIS AL PUSLICD 0.47 0.'5 0.71 0.92 0.91 0.98 0.6a 0.21 0.02 - -- - - DIESEL I PRECIC NETO PETROPEP.U 0.36 0.41 0.48 0.52 0.42 0.3c 0.34 0.19 0.10 0.32 0.57 0.40 0.52 IPUESTOS (ISC Y OTROSI 0.24 0.27 0.31 0.31 0.40 0.55 0.45 0.25 0.00 0.09 0.71 0.53 0.44 PRECIO EN PLANTA 0.60 O.S9 0.90 0.93 0.92 0.91 0.90 0.44 0.20 0.40 1.29 0.92 0.96 NRSEH COXERCIALIZACIOSM 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.01 0.09 0.10 PRECIC AL PUM4.IC3 0.60 0.09 0.80 0.03 0.92 0.91 0.90 0.44 0.20 0.40 1.29 1.01 1.06 DIESEL 2 PRECID CIF 0.50 0.59 0.52 0.61 0.74 0.67 0.55 PRECI0 XETO PETROPERU 0.24 0.32 0.43 0.49 0.37 0.4 0.3i 0.19 0.13 0.27 0.3a 0.45 0.59 IWUESTOS IISC r OTROSI 0.16 0.2! 0.27 0.27 0.30 0.45 0.37 0.20 0.05 0.03 0.50 0.60 0.49 PRECIO EN PLANTA 0.40 0.53 0.70 0.75 0.67 0.79 0.70 0,.9 0.18 0.-0 0.00 1.05 1.00 MARSrEN CERCIALIZACION 0.01 0.02 0.04 0.03 0.05 0.03 0.03 0.03 0.02 0.02 0.05 0.06 0.05 PRECIG AL PUSLICa 0.41 0.55 0.74 0.77 0.71 0.02 0.7; 0.42 0.19 0.33 0.9? 1.12 1.23 RESIDUAL 5 PRECIO CIF 0.45 0.54 0.46 0.54 0.63 0.53 0.47 PRECIO NETO PETROPERU O.I 0.26 0.40 0.43 0.33 0.30 0.20 0.06 0.05 0.20 0.28 0.40 0.41 IMPUESTOS (!SC Y OTP.S) 0.13 0.10 0.0 0.0? 0.16 0.3o 0.04 0.02 0.02 0.04 0.42 0.53 0.55 PRE0 10 EI PLA.NTA 0.32 0.36 0.50 0.52 0.50 0.3o 0.32 0.09 0.09 0.2. 0.70 0.92 0.96 RESIDUAL 6 PREC10 CIF 0.43 0.51 0.43 0.50 0.56 0.45 0.40 PRECIC NETC PETROPERU 0.10 0.23 0.33 0.40 0.31 0.29 0.27 0.15 0.07 0.15 0.29 0.42 0.39 IMPUESTOS IISC Y OTROS) 0.12 0.10 0.20 0.29 0.2a 0.42 0.36 0.19 0.06 0.07 0.37 0.56 0.50 PRECIO EN PLANTA 0.-0 0.41 0.54 0.69 0.59 0.70 0.13 0.34 0.03 0.21 0.65 o.?9 0.89 GAS LICUADO PRECIC CIF 0.55 0.9a 0.s3 0.53 0.16 0.59 0.59 PRECIC HETO PETRSPERU 0.17 0.22 0.23 0.35 0.28 0.24 0.22 0.14 0.07 0.07 0.21 0.36 0.50 INPUESTOS (ISC Y OTROSI 0.05 0.07 0.07 U.11 0.16 0.'7 0.23 0.09 0.04 0.01 0.29 0.49 0.42 PRECI0 EN PLANTA 0.22 0.23 0.29 0.46 ,.44 0.51 0.45 0.23 0.01 0.09 0.49 0.a5 0.91 TIPO BE CANSIO PROMEDIO AWAL 27.1 4726.2 706.6 1.659.5 3,691.9 12,620 17.3 31.0 209.8 4,332.5 203,020 0.78 1.00 71 CUADRO 2 PRECIOS AL PRODUCT OR (USS Galon) PRECIO NETO PETROPERU EQUIVALENTE IMPORTADO PRODUCTO TOTAL SIN 100% PROMEDIO FEBRERO FEBRERO 1991* 1992* 1992* GASOLINA84 0.73 0.66 0,72 0.62 0.59 GASOLINA 95 0.95 0,86 0,75 0.66 0,63 KEROSENE 0.58 0.52 0,69 0.64 0,61 DIESEL 2 0,65 0,59 0,67 0,60 0,57 RESIDUAL 6 0.48 0,39 0.45 0,40 0,37 GLP 0.55 0,50 0,66 0.60 0.56 PONDERADO 0.62 0,55 0.63 0,56 0,53 Caiculos Petroperu Caiculo Cuadro 2A, no incluye aranceles. 72 COADRO 2A CALCOLO Di LOS PRECIOS Di PARIDlD l FIRERIO DI 1992 Gasolina Gasolina Fuel 81 95 terosene Diesel Oil 6 GLP PrecIo FOB Cot.t del Golfo 54 58 56 52 32 32 flete 3.12 3.12 3.46 35.9 3.79 20 Segtro 0.134 0.037 0.036 0.033 1.021 0.031 Precivz CIF .57.15 61.16 59.50 55.62 35.81 I.03 tormaz 0.29 0.31 0.24 0.22 0.07 0.26 Costo 1nternaci6n y alacearle:to 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 4.0 CoGtCG Flancieros 0.46 0.49 0.18 0.44 0.29 0.42 Precio Parld3d 59.10 63.15 61.41 57.49 37.37 56.21 trancel 8.87 9.47 9.21 8.62 5.61 8.43 TOTAL 67.97 72.62 70.62 66.11 42.98 64.64 MMUICIONOf 0 A1 IASA50 OIL IOPINSIO 50111C990 Al CO03111O IN t0S 1O90US11911S S50609 P1610H1S 610GRAFl(AS Y 1.0AW 4901IA 11.09,15 00.10,95 01,02.16 10.0.601 19.02.91 U.0OlIl 01.03.69 21.11.91 01.01.99 01.0.1.9 01.09.99 00.09.09 01.10.19 31.10.99 02.12.19 21.12.01 01.02.90 71.02.91 11.04.90 11.05.90 20.00.90 09 00.92 04.0I.91 00S1A-SI1614A 211.00! 213.001 213.00! 211.200 200,90! 203.10! 233.50! 200.01! 213.92! 229.901 12i.05! 91.15! 19.00! 13.95! 90.000 00.00! 390.00 21.00! 9.001 10.001 ?4.000 104 001 M? 0o., 511A 931.00! 930.001 930.00! 134.60! 12.1.00 129.40! 235.50! 200.031 213.921 229.901 020.650 11.33! 10.00! 11.951 90.001 00.001 30.001 29.000 1.001 16.001, 24001 13 4.0, 11 I? 61.3 £0500 00 95 tostO-sli[AP 293.000 293.000 213.001 211.900 219.901 700.50! 115.13! 215.000 299.951 239.000 912.04! 900.000 900.000 WM90 00.000 00,00! 90.600 39.000 9.000 9001 24.0o! M.CfiO I 10 0.'l SILVA 930.00! 930,90! 130.001 311.901 211.90! 200.500 315.313 215.000 294.931 250.001 132.011 900.000 100.000 91.90! 90.001 00.000 40.00! 14.000 2.001 blot0 74.001 13491 .(-I136.eu' f1005100 DemisiI(0 tOSI0A51PPA, 12.001 44.000 44.000 43.900 31.00! 31.900 0.00! 0.000 0.001 5.001 5.000 5.001 5.000 5,00! 5.000 3.000 4,000 1.000 9.000 10o00 24 ."I 139.001 00 vid SMA9 94.000 59.000 59.001 53.00 41.600 43.500 0.000 0.001 0.00! 5o .001 5.000 5.00! 3 .00! 3 .00!1300 3.001 1.001 .o 1.001 I .000 0.0 29.001 119.001 Wolo (OSIA-SI1014 113.001 113.00!1 115.001 943.900 11.10! 923.401 --- .--- ... *--- - - --- .-. ....-... .. . SUVA0 101.001 109.001 139.000 132.100 121.001 119.301 --- - --- . ... .--- --- -- -- -- ---.----..--- 191.00! 994.00! 905.000 905.000 905.00! 105.501 -- --- -- ..- - --- --- --- .--- --- . ~ . .. 911510 I .. 5 . 5 950.001 15.00! 930.00! 930.000 930.000 130.000 291.11! 90.00! 50.000 30.010 23.000 19.000 90.000 90.001 9.001 9.001 9.001 9.00! 9.00! woo00 29.021 939.000 o GRAN A101R1A 953.000 953.001 929.001 129.001 929.001 929.001 221.10! 15.001 101.990 09.961 90.041 30.501 20.001 20.00t 15.001 3.001 9.001 9.001 9.001 10.001 21.001 139.001 00.001 3.001 9.000 9.000 W0.00 24.000 934.000 00.02! 991S1L 2 (OS1A-SlIIOR 999.90! 199900! 922.000 929.901 990.00! 990.00 91.390 20.000 40.020 92.000 10.001 1.00! 0.90! 4,990 3.000 2.000 9.003 9.000 1.001 10,000 24.001 I '4.001 00.00 S1000 914.009 139.001 990.001 909.000 904.300 904.500 43.341 20.001 40.011 92.001 90.600 1.000 0.l0t 4.991 3,000 2.001 9.001 9.000 9.001 10.001 24.001 934.000 00.201, £400 9101419 141.001 191.001 930.00! 930.001 930.00! 930.001 11.43! 115.011 920.001 10.090 26.00t £0.00! 00.001 39.901 35.001 33.000 29.000 95.001 9.000 10.001 29.00 939.000 S 90.0I 01S110AL I I - s- --- ... --- ... - --- 013.000 --- 30.000 25.001 99.00! 91.001 90.000 3.00! 9.001 9.000 9.001 9.00! 10,000 24.000 119.101 909.000 14019 0101410 --- --- ... .- - --- ... 950.0o0 --- 63.000 40.001 30.000 20.000 20.00! 3.001 9.001 9.001 9.000 9.001 10.001 29.011 919.001 I09.001, 01510001 5 c 5 9 55.000 955.00! 929.000 199.000 929.00! 921.000 700.000 935.020 99.000 30.001 25.O00 99.500 91.901 90.09! 3.001 9.001 1.00! 9.00! 9.00! 10.000 24.00! 919.00 oIOQ1.00! G0A0 "10101 932.000 1$2.001 921.001 921.001 921.001 921.000 209.120 130.001 995.001 05.001 40.000 30.000 30.091 20.000 3.001 9.00! 9.000 1.000 9.00! 90.001 29.001 lWolul IGlOo!1 (0SI0A5I1P90 110.000 910.091 144.00! 099.000 149.001 914.00! 99.111 159.001 90.000 32.000 25.00! 99.000 12.901 95.00! 3.001 3.00! 9.001 9.000 1.00! 90.001 24.02! 939.020 909 (0 90100 121.000 921.001 900.001 900.001 100.00 1900.000 99.990 933.00 1 0.001 32.000 25.00 90.000 92.900 93.001 3.000 3.001 9.001 9.000 9.000 10.000 29.000 939,000 1wo.u0 6RA4 0101010 101.001 901.00! 199,001 141.001 141.001 141.001 90.3,30 933.000 134.9011 935.000 19.000 11.200 02.001 0.900 50.000 3530 26.00 1 9.000 9.001 90.000 24.000 904.000 I09.vil i0. At11A VISL. --- -- .. 93 15.00! --- 29.11" 23.00! 16.00! 90.001 10.001 1.001 1.00! 9.001 9.00! 901 9.001 W o 29.00! 104.00!1 l09. 01 OPAK MIX041A ... --- ... ... .. -- -- 90.001 *- 16.001 21.000 36.000 39.001 20.001 3.000 9.001 9.001 9.001 9.000 90.001 29.000 93.. l01."~ 0AS 09(0005 901.00! 901.001 901.000 100.500 03.90! 59.020 K3M3 90.000 05.000 92.00~9.01 14.0 .00 1.000 3.000 3.00! 9.000 9.000 9.000 9.000 10.000 24.099 1(.1 'V. CUADHO 4 PRECIOS ACTUALES Y PROPUESTOS PRODUCTO PRECIOS AL PFIODUCTOR IMPUESTOS" IMPUESTOS-" MARGEN DE PRECIOS AL CONSUMIDOn PIODUCCION ACTUALES PROPUEST.' ACTUALES PROPUEST. ACTUALES PROPUEST. COMERCIALI. ACTUALES PROPUEST.' VARIAC. % MSD GASOLINA84 0 73 0,68 1,12 1,46 1,19 1.52 0,15 2,00 2.29 14,26 22,10 GASOLINA 95 0.95 0,72 1.62 2,13 1,72 2,20 0.17 2.74 3,02 10,20 3.10 KEROSENE 0.58' 0,71 0.30 0,25 ' 0,44 0,32 0,10 1,06 1,06 0,09 14,50 DIESEL 2 0,65 0,66 0,43 0,56 0,49 0,63 0,15 1,23 1,37 11,48 31,20 RESIDUAL6 0,43 0,43 0,46 0.07 0,50 - 0,07 0,00 0.89 0,50 -43.82 25,10 GLP 0.55) 0,65 0,36 0.10// 0,42 0,10 0.18 1.09 0.93 .14.60 5,20 PONDERADO 0,62 0,62 0,61 0,61 0,67 0,66 0,11 1.33 1,34 ' Segun preclos a febrero do 1992 No Incduyo la contribuci6n dol 10% *-- Incluye la coniribucion dol 10% 75 Cuadro 5 Rentas Economicas Area Valor Produccion Pago o Costo Renta Unitaria Renta Total USS/Barril* DB US$/Barril US$/Barril (MM$) Noroeste 16.7 19.1 18.19 0 0 Selva Norte 12.63** 20.7 9.63 3.01 22.7 Selva Central 13.95** 1.3 20.89 0 0 Petromnar 17.95 - 16.4 11.92 5.27 31.5 OXY 12.38** 51.8 9.79 2.59 48.9 OXY-Bridas 16.69 5.6 14.35 2.34 4.8 TOTAL 114.9 107.9 * Precio FOB exportacion menos costo transporte a puerto ** Costo oleoducto 1.78 por barril 76 ;a r: : ! -' - . :.-. ;.- ! - 4! C. C 7, ; a^- ;n~~~~Bitf- de S! ',c^EAn CAnPS e' -eS.4fl. ~~,,r.arI.ar-Cl Ccrar '1uSt 7 rf 3i 'rrre 1. ' nai z5-:^r!t -------------------------------------------------------------------------__--__------- Dintamrca O :. 26 ;.: .:. 11 63.?' ! a^r,^ ! ~~~. .. 2.5 .4 1.3 2' ;;.7 t 1.1zr!0i 24 "1. 17 4'.9 I." Pee:rs ur:C^ I G;: ' ! .36e* 4 5inatoara !.9 2'.15 0.31 31 1. 34 tCpi>sa l;!XY2 _*i~~~~~5 9 A e ^ Au s !i3 !a' 2 27? 1 5; 1S 4 4 r.9 i A I e in .a I 0 1 2i cQ 1 57 1; ! 1' 12 6Gr ef I aM 2c 1 .64 12 is.i 6 LLcxabu_rco I 19I 2 .34 1 .IS5 1? 4.A5 19 Erms 1 i62 2 .16 O S.5 26 25.00 30 Euatn21la I1.591 2.15 0.24 31 11 16 34 Faraculy 2.08 2.08 Aroentina 0.89 2.08 1.1?- 16 57.21 13 Nueva lelandia 1 10 2 .01 0.91 22 45.27 22 N:caragua 1.03 2.00 0.97 20 48.50 20 Curaza3!N.Antillas 0.99 1.98 1 00 19 50.5! 12 Costa Rica 1.91 1.91 Ecna2reiN.Antillas 0.93 !.9? 0.96 21 5Q.79 17 Csaa Q1.01 1.84 .83 24 45.11 23 Prous!ica Dotinic2na 1 .8 1.20 re rc _ __ 08 1.80 1.02 18 53.67 14 Fanasa 0.95 1.78 0.83 23 4-.63 21 Sur Africa 1.23 1.75 0.47 28 2i.86 29 El Salyadcr 1.52 1.52 Honduras 1.41 1.49 0.08 34 5.37 36 Chile 0.90 1.44 0.54 25 37.50 26 Trinidad y Tobago 0.81 -7i1 0.50 27 38.17 25 PIT-to Pico 2 0.2e 30 22.95 31 U.S.A. 0.84 1.17 i33 29 22.21 28 Mx xo u.77 0.89 0.12 33 13.48 33 Coloibja 0.42 0.63 0.21 32 33.33 27 Ecuador 0.21 0.23 0.02 36 8.70 35 Venezuela 0.17 0.21 0.04 35 19.05 32 Fuente: 'Energy DOtente', Yolumen iII, Nusero 15. AAosto 31, 191.! 77 - :r. : :2 '.7 P.31!; . - - : ..%I . . Ur, - 7 C.9l - 2.41 . -.45 M.17 5 - 4-.Et ;araco I . IOrten 4a.4- ) - 2 Francia C,. at 2 .1 1 .35 I¶ 1j21.50 A 1 e2an 1 a u.91 2 .1I1 1 .20 1 3 56.97 1 2 j a pcr. ~1 .41 2.08 0.67 la 32.21 21 Antisua y car-uda 1.08 2.01 0I .93 16 46.27 1b Carnad& 1.14 1.8 0.67 19 37.02 20 Surir.ate 1.12 1.60 0.68 17 37.78 19 Sur Africa i.31 1.78 0.47 22 26.40 26 Uruquay 1.65 1.65 Luxea.tturqo 0.96 1.62 0.66 20 40.74 la Costa Pica 1.50 1.50 Suateal* 1.27 1.43 0.16 31 11.1? 34 Grenada 1.08 1.43 0.35 27 24.48 2 i4nd'ris 1 .30 I.:a 0.08 36 MO.0 38 Nueva lelandia 1.21 1.:7 0.16 32 11.68 3 Chile ). if 1.29 0.39 23 29.46 24 6recia 0.91 1-.2 M.3 25 29.46 2 Re-,bhi;a Dc.inican 1.23 1.23 U.S.A. 0.64 1 .22 0.. 24 .5 Puerto Rico 1.14 1.22 0.09 37 6.5b 37 N±~~~~arao~~~~a ~1.05 1.20 0.15 33 12 . 50 32 Panala 0.90 1.15 0.25 29 21.74 30 Afrentina 0.78 1.14 0.3.6 26 31.5 22 Brasil 0.82 . 0.27 28 24.77 28 PeNrI 0.41 0.96 0.55 212 57.2Q JI - El Salvador 0.91 0.91 Trinidad y Tobago 0.73 0.1! 0.0' 35 10.98 35 Curasa.lM.Antillas 0.68 0.68 Benaire/N.Antillas 0.68 1. 63 CuAosfia 0.47 0.63 0.16 30 25.40 27 E=uadar 0.35 0.38 0.03 38 7.8993 Yene:uela 0.17 0.17 0.00 39 0.04 39 Fuente: 'Energy Oetente'. Voluten III, WOtern 15. Agosto 31, 91. 78 CUADRO N° 2 RECAUDACION FISCAL POR IMPUESTOS A LOS HIDROCAREUROS CON LA NUEVA ESTRUCTURA PROPUESTA (1) MillonLsUS$ Irripuesto General a las Ver;ta (IGV) 133 imTpuesto a las Gasolinas (6%+8%) 32 Impuestos Especfficos Gasolina y Diesel (2) 484 Otros irnpuestos a los Combustibles (3) 346 Impuesto Sobrerenra Petrolera (4) 127 ---- ----- --- --------.------~.-- TOTAL IMPUESTOS 1122 (1) Calculado con is estructura tarifaria propuesta en el Cuadro N0 3 (2) Irnpuestos quo tionen alguns Justificaci6n par cobro indirecto de uso de infraestructura caminera. (3) Impuestos que en el mediano plazo deberfan eliminarse. (4) Calculado como la diferencia entre un costo medic total de produccl6n (PETROPERU + CONTRATISTAS) de 14 US$/barril (valor que incluye una estimaci6n de rentabilidad sobre las inversiones de PETROPERU) y un preclo de venta del crudo de 17US$/barril, considerando una produccl6n estimada pare 1992 do 42,2 miltones de barriles. 79 Joint UNDP/World Bank ENERGY SECTOR MANAGEMIENT ASSISTANCE PROGRAMM (ESMAP) LIST OF REPORTS ON COMPLETED ACTIVITES Region/Country Activitv/Report Title Date Number SUB-SAHARAN AFRICA (AFR) Africa Regional Anglophone Africa Household Energy Workshop (English) 07/88 085/88 Regional Power Seminar on Reducing Electric Power System Losses in Africa (English) 08/88 087/88 Institutional Evaluation of EGL (English) 02/89 098/89 Biomass Mapping Regional Workshops (English - Out of Print) 05/89 -- Francophone Household Energy Workshop (French) 08/89 103/89 Interafrican Electrical Engineering College: Proposals for Short- and Long-Term Development (English) 03/90 112/90 Biomass Assessment and Mapping (English - Out of Print) 03/90 -- Angola Energy Assessment (English and Portuguese) 05/89 4708-ANG Power Rehabilitation and Technical Assistance (English) 10/91 142/91 Benin Energy Assessment (English and French) 06/85 5222-BEN Botswana Energy Assessment (English) 09/84 4998-BT Pump Electrification Prefeasibility Study (English) 01/86 047/86 Review of Electricity Service Connection Policy (English) 07/87 071/87 Tuli Block Farms Electrification Study (English) 07/87 072/87 Household Energy Issues Study (English - Out of Print) 02/88 -- Urban Household Energy Strategy Study (English) 05/91 132/91 Burkina Faso Energy Assessment (English and French) 01/86 5730-BUR Technical Assistance Program (English) 03/86 052/86 Urban Household Energy Strategy Study (English and French) 06/91 134/91 Burundi Energy Assessment (English) 06/82 3778-BU Petroleum Supply Management (English) 01/84 012/84 Status Report (English and French) 02/84 011/84 Presentation of Energy Projects for the Fourth Five-Year Plan (1983-1987) (English and French) 05/85 036/85 Improved Charcoal Cookstove Strategy (English and French) 09/85 042/85 Peat Utilization Project (English) 11/85 046/85 - Energy Assessment (English and French) 01/92 9215-BU Cape Verde Energy Assessment (English and Portuguese) 08/84 5073-CV Household Energy Strategy Study (English) 02/90 110/90 Central African Republic Energy Assessement (French) 08/92 9898-CAR Chad Elements of Strategy for Urban Household Energy The Case of N'djamena (French) 12/93 160/94 Comoros Energy Assessment (English and French) 01/88 7104-COM Congo Energy Assessment (English) 01/88 6420-COB Power Development Plan (English and French) 03/90 106/90 C6te d'Ivoire Energy Assessment (English and French) 04/85 5250-IVC Improved Biomass Utilization (English and French) 04/87 069/87 Power System Efficiency Study (Out of Print) 12/87 -- Power Sector Efficiency Study (French) 02/92 140/91 80 Region/Country Activity/Report Title Date Number Ethiopia Energy Assessment (English) 07/84 474 1-ET Power System Efficiency Study (English) 10/85 045/85 Agricultural Residue Briquetting Pilot Project (English) 12/86 062/86 Bagasse Study (English) 12/86 063/86 Cooking Efficiency Project (English) 12/87 -- Gabon Energy Assessment (English) 07/88 6915-GA The Gambia Energy Assessment (English) 11/83 4743-GM Solar Water Heating Retrofit Project (English) 02/85 030/85 Solar Photovoltaic Applications (English) 03/85 032/85 Petroleum Supply Management Assistance (English) 04/85 035/85 Ghana Energy Assessment (English) 11/86 6234-GH Energy Rationalization in the Industrial Sector (English) 06/88 084/88 Sawmill Residues Utilization Study (English) 11/88 074/87 Industrial Energy Efficiency (English) 11/92 148/92 Guinea Energy Assessment (Out of Print) 11/86 6137-GUI Household Energy Strategy (English and French) 01/94 163/94 Guinea-Bissau Energy Assessment (English and Portuguese) 08/84 5083-GUB Recommended Technical Assistance Projects (English & Portuguese) 04/85 033/85 Management Options for the Electric Power and Water Supply Subsectors (English) 02/90 100/90 Power and Water Institutional Restructuring (French) 04/91 118/91 Kenya Energy Assessment (English) 05/82 3800-KE Power System Efficiency Study (English) 03/84 014/84 Status Report (English) 05/84 016/84 Coal Conversion Action Plan (English - Out of Print) 02/87 -- Solar Water Heatipg Study (English) 02/87 066/87 Peri-Urban Woodfuel Development (English) 10/87 076/87 Power Master Plan (English - Out of Print) 11/87 -- Lesotho Energy Assessment (English) 01/84 4676-LSO Liberia Energy Assessment (English) 12/84 5279-LBR Recommended Technical Assistance Projects (English) 06/85 038/85 Power System Efficiency Study (English) 12/87 081/87 Madagascar Energy Assessment (English) 01/87 5700-MAG Power System Efficiency Study (English and French) 12/87 075/87 Malawi Energy Assessment (English) 08/82 3903-MAL Technical Assistance to Improve the Efficiency of Fuelwood Use in the Tobacco Industry (English) 11/83 009/83 Status Report (English) 01/84 013/84 Mali Energy Assessment (English and French) 11/91 8423-MLI Household Energy Strategy (English and French) 03/92 147/92 Islamic Republic of Mauritaaia Energy Assessment (English and French) 04/85 5224-MAU Household Energy Strategy Study (English and French) 07/90 123/90 Mauritius Energy Assessment (English) 12/81 3510-MAS Status Report (English) 10/83 008/83 Power System Efficiency Audit (English) 05/87 070/87 Bagasse Power Potential (English) 10/87 077/87 81 Region/Country Activity/Report Title Date Number Mozambique Energy Assessment (English) 01/87 6128-MOZ Household Electricity Utilization Study (English) 03/90 113/90 Namibia Energy Assessment (English) 03/93 11320-NAM Niger Energy Assessment (French) 05/84 4642-NIR Status Report (English and French) 02/86 051/86 Improved Stoves Project (English and French) 12/87 080/87 Household Energy Conservation and Substitution (English and French) 01/88 082/88 Nigeria Energy Assessment (English) 08/83 4440-UNI Energy Assessment (English) 07/93 11672-UNI Rwanda Energy Assessment (English) 06/82 3779-RW Energy Assessment (English and French) 07/91 8017-RW Status Report (English and French) 05/84 017/84 Improved Charcoal Cookstove Strategy (English and French) 08/86 059/86 Improved Charcoal Production Techniques (English and French) 02/87 065/87 Commercialization of Improved Charcoal Stoves and Carbonization Techniques Mid-Term Progress Report (English and French) 12/91 141/91 SADCC SADCC Regional Sector: Regional Capacity-Building Program for Energy Surveys and Policy Analysis (English) 11/91 -- Sao Tome and Principe Energy Assessment (English) 10/85 5803-STP Senegal Energy Assessment (English) 07183 4182-SE Status Report (English and French) 10/84 025/84 Industrial Energy Conservation Study (English) 05/85 037/85 Preparatory Assistance for Donor Meeting (English and French) 04/86 056/86 Urban Household Energy Strategy (English) 02/89 096/89 Seychelles Energy Assessment (English) 01/84 4693-SEY Electric Power System Efficiency Study (English) 08/84 021/84 Sierra Leone Energy Assessment (English) 10/87 6597-SL Somalia Energy Assessment (English) 12/85 5796-SO Sudan Management Assistance to the Ministry of Energy and Mining 05/83 003/83 Energy Assessment (English) 07/83 4511-SU Power System Efficiency Study (English) 06/84 018/84 Status Report (English) 11/84 026/84 Wood Energy/Forestry Feasibility (English - Out of Print) 07/87 073/87 Swaziland - Energy Assessment (English) 02/87 6262-SW Tanzania Energy Assessment (English) 11/84 4969-TA Peri-Urban Woodfuels Feasibility Study (English) 08/88 086/88 Tobacco Curing Efficiency Study (English) 05/89 102/89 Remote Sensing and Mapping of Woodlands (English) 06/90 -- Industrial Energy Efficiency Technical Assistance (English - Out of Print) 08/90 122/90 Togo Energy Assessment (English) 06/85 5221-TO Wood Recovery in the Nangbeto Lake (English and French) 04/86 055/86 Power Efficiency Improvement (English and French) 12/87 078/87 Uganda Energy Assessment (English) 07/83 4453-UG Status Report (English) 08/84 020/84 Institutional Review of the Energy Sector (English) 01/85 029/85 Energy Efficiency in Tobacco Curing Industry (English) 02/86 049/86 82 Region/Country Activity/Report Title Date Number Uganda Fuelwood/Forestry Feasibility Study (English) 03/86 053/86 Power System Efficiencv Study (English) 12/88 092/88 Energy Efficiency Improvement in the Brick and Tile Industry (English) 02/89 097/89 Tobacco Curing Pilot Project (English - Out of Print) 03/89 UNDP Terminal Report Zaire Energy Assessment (English) 05/86 5837-ZR Zambia Energy Assessment (English) 01/83 4110-ZA Status Report (English) 08/85 039/85 Energy Sector Institutional Review (English) 11/86 060/86 Power Subsector Efficiency Study (English) 02/89 093/88 Energy Strategy Study (English) 02/89 094/88 Urban Household Energy Strategy Study (English) 08/90 121/90 Zimbabwe Energy Assessment (English) 06/82 3765-ZIM Power System Efficiency Study (English) 06/83 005/83 Status Report (English) 08/84 019/84 Power Sector Management Assistance Project (English) 04/85 034/85 Petroleum Management Assistance (English) 12/89 109/89 Power Sector Management Institution Building (English - Out of Print) 09/89 -- Charcoal Utilization Prefeasibility Study (English) 06/90 119/90 Integrated Energy Strategy Evaluation (English) 01/92 8768-ZIM EAST ASIA AND PACIFIC (EAP) Asia Regional Pacific Household and Rural Energy Seminar (English) 11/90 -- China County-Level Rural Energy Assessments (English) 05/89 101/89 Fuelwood Forestry Preinvestment Study (English) 12/89 105/89 Fiji Energy Assessment (English) 06/83 4462-FUI Indonesia Energy Assessment (English) 11/81 3543-IND Status Report (English) 09/84 022/84 Power Generation Efficiency Study (English) 02/86 050/86 Energy Efficiency in the Brick, Tile and Lime Industries (English) 04/87 067187 Diesel Generating Plant Efficiency Study (English) 12/88 095/88 Urban Household Energy Strategy Study (English) 02/90 107/90 Biomass Gasifier Preinvestment Study Vols. I & II (English) 12/90 124/90 Lao PDR Urban Electricity Demand Assessment Study (English) 03/93 154/93 Malaysia Sabah Power System Efficiency Study (English) 03/87 068/87 Gas Utilization Study (English) 09/91 9645-MA Myanmar Energy Assessment (English) 06/85 5416-BA Papua New Guinea Energy Assessment (English) 06/82 3882-PNG Status Report (English) 07/83 006/83 Energy Strategy Paper (English - Out of Print) -- -- Institutional Review in the Energy Sector (English) 10/84 023/84 Power Tariff Study (English) 10/84 024/84 83 Region/Country Activity/Report Title Date Number Philippines Commercial Potential for Power Production from Agricultural Residues (English) 12/93 157/93 Solomon Islands Energy Assessment (English) 06/83 4404-SOL Energy Assessment (English) 01/92 979/SOL South Pacific Petroleum Transport in the South Pacific (English-Out of Print) 05/86 -- Thailand Energy Assessment (English) 09/85 5793-TH Rural Energy Issues and Options (English - Out of Print) 09/85 044/85 Accelerated Dissemination of Improved Stoves and Charcoal Kilns (English - Out of Print) 09/87 079/87 Northeast Region Village Forestry and Woodfuels Preinvestment Study (English) 02/88 083/88 Impact of Lower Oil Prices (English) 08/88 -- Coal Development and Utilization Study (English) 10/89 -- Tonga Energy Assessment (English) 06/85 5498-TON Vanuatu Energy Assessment (English) 06/85 5577-VA Vietnam Rural and Household Energy-Issues and Options (English) 01/94 161/94 Westem Samoa Energy Assessment (English) 06/85 5497-WSO SOUTH ASIA (SAS) Bangladesh Energy Assessment (English) 10/82 3873-BD Priority Investment Prograrn 05/83 002/83 Status Report (English) 04/84 015/84 Power System Efficiency Study (English) 02/85 031/85 Small Scale Uses of Gas Prefeasibility Study (English - (Out of Print) 12/88 -- India Opportunities for Commercialization of Nonconventional Energy Systems (English) 11/88 091/88 Maharashtra Bagasse Energy Efficiency Project (English) 05/91 120/91 Mini-Hydro Development on Irrigation Dams and Canal Drops Vols. 1, II and III (English) 07/91 139/91 WindFarm Pre-Investment Study (English) 12/92 150/92 Nepal Energy Assessment (English) 08/83 4474-NEP Status Report (English) 01/85 028/84 Energy Efficiency & Fuel Substitution in Industries (English) 06/93 158/93 Pakistan Household Energy Assessment (English - Out of Print) 05/88 -- Assessment of Photovoltaic Programs, Applications, and Markets (English) 10/89 103/89 Sri Lanka Energy Assessment (English) 05/82 3792-CE Power System Loss Reduction Study (English) 07/83 007/83 Status Report (English) 01/84 010/84 Industrial Energy Conservation Study (English) 03/86 054/86 84 Region/Country Activity/Report Title Date Number EUROPE AND CENTRAL ASIA (ECA) Eastem Europe The Future of Natural Gas in Eastern Europe (English) 08/92 149/92 Poland Energy Sector Restructuring Program Vols. 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