Especialistas en materia fiscal advierten que los vacíos tributarios en la nueva Ley de Hidrocarburos amenazan la rentabilidad de las alianzas privadas en Venezuela. El pago de impuestos sobre ingresos brutos exige ajustes para asegurar inversiones.
Caracas. El giro del chavismo hacia la inversión privada en el sector petrolero venezolano avanza mediante la firma de memorandos, prórrogas y contratos de perforación. Esta aceleración en la actualización contractual, defendida por las autoridades encargadas y Petróleos de Venezuela (Pdvsa) como la vía para reactivar la producción, contrasta con la reserva que rodea los detalles de cada alianza bajo los nuevos modelos de participación productiva.
La reducción de impuestos busca hacer competitivo al país. No obstante, los vacíos en la ley y la opacidad oficial siembran dudas sobre la sostenibilidad económica de los proyectos en marcha.
Los acuerdos se han mantenido en reserva bajo el régimen de confidencialidad de los Contratos de Participación Productiva (CPP). Estos actualmente se denominan Contratos de Desarrollo de Actividades Primarias en Hidrocarburos (CAPD), que son los acuerdos legales donde empresas privadas asumen operaciones de extracción de petróleo a cambio de una parte de la producción.
A pesar de que la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, aprobada en enero pasado, casi inmediatamente después de la captura de Nicolás Maduro por parte de fuerzas militares estadounidenses, transformó el marco regulatorio petrolero en Venezuela y redujo las cargas tributarias para los operadores internacionales interesados en invertir en el país, el texto presenta vacíos fiscales que podrían paralizar proyectos estratégicos si no se corrigen oportunamente.
Fallos del modelo impositivo
Los especialistas en materia fiscal Juan Korody y Rafael Pacheco, durante el foro “Efectos fiscales para los operadores de actividades primarias de hidrocarburos”, organizado por el Grupo IDEAS para Venezuela, realizaron un análisis riguroso del nuevo marco normativo.
Korody explicó que el país migró de un modelo centrado en empresas mixtas, sociedades donde el Estado venezolano mantenía siempre la mayoría accionaria, a otro que otorga participación a operadores privados, principalmente mediante los CPP. “La paralización que trajo el modelo de las empresas mixtas generó un fracaso real en la política petrolera”, afirmó.
El especialista destacó que, bajo el esquema de los actuales CDPA, la empresa privada asume íntegramente los costos y riesgos. Asimismo, ejecuta directamente la actividad primaria: exploración, extracción y transporte inicial. Y puede adquirir la propiedad del crudo una vez extraído.
“Esto abre la discusión sobre la posibilidad de registrar esas reservas ante los mercados internacionales de valores”, sostuvo durante el foro que se efectuó entre el 24 y el 25 de septiembre.
De acuerdo con los ponentes, el nuevo esquema sustituye los múltiples tributos del régimen anterior por una regalía única, el pago obligatorio al Estado por la extracción de recursos no renovables, de hasta 30 % y un impuesto integrado de hasta 15 %, con alícuotas adicionales que oscilan entre 20 % y 35 %, según la naturaleza del campo.
Asimismo, contempla reducciones de hasta 5 % para proyectos en mar adentro o que incorporen plantas de mejoramiento. Es decir, instalaciones dedicadas a procesar el petróleo extrapesado para volverlo más liviano y comercializable.
Normativa y vacíos legales
La ley, además, exime a los operadores de diversas contribuciones parafiscales, pagos obligatorios destinados a entes públicos específicos como el seguro social o capacitación técnica, y los declara no sujetos a determinados impuestos regionales y municipales.
Sin embargo, Korody cuestionó que el impuesto integrado se liquide sobre los ingresos brutos devengados, el dinero total recaudado antes de restar los gastos de operación, y no sobre la renta neta, la ganancia real que le queda a la empresa tras deducir costos y gastos.
“Cuando calculas un tributo sobre ingresos brutos no le estás preguntando al contribuyente si tiene ganancia o pérdida. Este mecanismo podría entrar en conflicto con el principio constitucional de capacidad contributiva”, precisó.
Por su parte, Rafael Pacheco detalló que los instrumentos sublegales dictados en julio constituyen también un punto central de debate. Entre estos se encuentran el Reglamento de la ley y dos resoluciones ministeriales que regulan las regalías y el impuesto integrado.
El analista puntualizó que la distinción entre campos no desarrollados, que son yacimientos completamente nuevos que requieren inversiones iniciales multimillonarias, y campos en explotación, que son áreas petroleras ya maduras con infraestructura existente, será determinante para cada proyecto, pues puede representar entre 10 % y 15 % de diferencia en la carga fiscal.
Asimismo, señaló que la revisión por equilibrio económico, limitada a una vez cada cinco años y a un máximo de tres oportunidades, “puede parecer distante” en un mercado petrolero caracterizado por su elevada volatilidad.
Puntos críticos sin resolver
Ambos expertos coincidieron en que la primera ronda de contratos no resolvió varios nudos críticos. Entre ellos mencionaron:
- La ausencia de reglas claras sobre el uso de los dólares como moneda funcional, la divisa utilizada oficialmente en la contabilidad financiera de la empresa, para el Impuesto sobre la Renta (ISLR).
- El límite de tres años y el tope de 25 % para la compensación de pérdidas fiscales, la posibilidad legal de restar los saldos negativos de años previos de los beneficios futuros para reducir la carga de impuestos, considerado insuficiente para un sector que demanda inversiones cuantiosas durante sus fases iniciales.
- La falta de certeza jurídica sobre la deducibilidad de las regalías y del impuesto integrado.
- La imposibilidad práctica de recuperar los créditos fiscales del Impuesto al Valor Agregado (IVA), que corresponde al impuesto pagado en compras y servicios que las empresas deberían descontar de sus tributos.
“Cuando tengo un 16 % que no es recuperable, las evaluaciones de los proyectos se retrasan o sencillamente no son viables”,
dijo Pacheco.
En este sentido, Korody añadió que el Impuesto a las Grandes Transacciones Financieras (IGTF) también distorsiona la toma de decisiones financieras en el mercado.
“En esta exposición no hemos traído ninguna exigencia de beneficio fiscal. Estamos hablando de una determinación adecuada para que cada uno de estos proyectos sea viable”, subrayó.
Balance para la inversión
Ante una interrogante formulada por el ingeniero Elías Matta, moderador y coordinador del foro, sobre si el nuevo régimen resulta más atractivo para los inversionistas, Korody respondió afirmativamente. Aunque advirtió que “puede ser insuficiente”, si no se resuelven las deficiencias expuestas.
Del mismo modo, recordó que grandes corporaciones internacionales ya han firmado o migrado sus contratos al nuevo esquema.
Pacheco reconoció una reducción en la participación fiscal del Estado, equivalente al porcentaje total de los ingresos de un proyecto petrolero que retiene el gobierno mediante impuestos y regalías, pero alertó que otras jurisdicciones ofrecen condiciones más eficientes y predecibles para el desarrollo de proyectos petroleros.
Korody destacó la labor de la Asociación Venezolana de Hidrocarburos, presidida por Cristina Tovar, la cual ha elaborado propuestas normativas orientadas a subsanar estos vacíos. A su vez, abogó por complementar esta vía con una mayor flexibilidad contractual adaptada a las particularidades de cada yacimiento.
Al cierre del foro, Pacheco planteó la necesidad de una reforma integral que armonice la legislación tributaria nacional con la realidad operativa del sector energético. De esta forma se garantizaría un equilibrio justo entre la recaudación soberana del Estado y la rentabilidad necesaria para sostener las inversiones privadas a largo plazo.
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