#Claves: Reglamento de Ley de Hidrocarburos prioriza equilibrio económico-financiero de los proyectos

El Reglamento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, recién promulgado por la presidenta interina Delcy Rodríguez, fue publicado en la Gaceta Oficial Extraordinaria número 7.052, fechada el 7 de julio y constituye un instrumento exhaustivo de regulación de la actividad de las empresas nacionales y extranjeras que participan en el sector hidrocarburos.

La idea de este extenso reglamento es establecer un marco regulatorio que si bien da más cabida a la actividad privada mantiene para el Estado una amplia capacidad de supervisión y control.

Un primer elemento a resaltar está en el artículo 5 del instrumento, donde se establece el principio de equilibrio económico-financiero para todas las actividades relacionadas con el sector hidrocarburos.

En concreto, este artículo señala claramente que «toda actuación administrativa, de carácter general o particular, deberá procurar el sostenimiento y no alteración del equilibrio económico-financiero, así como los derechos y obligaciones establecidos en los contratos suscritos para el ejercicio de las actividades reguladas por la Ley Orgánica de Hidrocarburos».

A renglón seguido, el instrumento señala que «en aquellos casos en los que se produzca una alteración que afecte de manera negativa y sustancial los derechos y obligaciones asumidos en tales contratos, así como la economía de los Proyectos, deberán establecerse los ajustes necesarios para restablecer dicho equilibrio«.

Contenido nacional y responsabilidad ambiental

Por otra parte, el artículo 6 establece la obligatoriedad de incorporar a los proyectos un porcentaje de contenido nacional «que asegure el uso óptimo y efectivo de bienes, servicios, recursos humanos y capital de origen venezolano, de conformidad con el ordenamiento jurídico aplicable».

Sin embargo, el reglamento no especifica qué porcentaje de contenido nacional deben tener los proyectos del sector hidrocarburos.

El artículo 9 incorpora el principio de responsabilidad ambiental que impone a las empresas públicas, privadas o mixtas que participen en el sector la responsabilidad de «restaurar a su condición original cualquier área que resulte afectada como consecuencia de un evento asociado con la pérdida de contención de hidrocarburos; asimismo, procederá a sanear cualquier condición de deterioro de la calidad ambiental por daños acumulados producto de sus operaciones».

«La restauración y el saneamiento de áreas afectadas, se realizará hasta alcanzar los niveles de calidad que resulten aceptables para el Ministerio con competencia en materia de ambiente y recursos naturales».

El artículo 13 limita a 100 kilómetros cuadrados la superficie máxima de las autorizaciones para la realización de actividades primarias de producción de hidrocarburos, mientras que el artículo 16 estipula que «cuando el otorgamiento corresponda a un área caracterizada principalmente por recursos a descubrir, el titular del área otorgada deberá, cumplir con un Programa Mínimo Exploratorio, dentro del plazo establecido por el Ministerio con competencia en materia de hidrocarburos».

Convenios de unificación y uso del gas asociado

El artículo 21 indica que «en el caso de yacimientos que se extiendan bajo áreas otorgadas a más de un explotador o titular del contrato, se deberá celebrar un Convenio de Unificación para su Explotación».

Este contrato «estará sujeto a la aprobación del Ministerio con competencia en materia de hidrocarburos; si en el lapso de seis (6) meses contados a partir de la fecha del requerimiento no se hubiere suscrito el convenio, el Ministerio con competencia en materia de hidrocarburos fijará las condiciones que regirán la explotación unificada de tales yacimientos».

Por otra parte, el artículo 36 del reglamento plantea la condición de aprovechar del gas natural extraído y sus componentes líquidos. 

«El Plan de Negocios de las Empresas Operadoras que realicen Actividades Primarias de hidrocarburos, deberá contemplar el aprovechamiento integral y eficiente del gas natural extraído y
sus componentes líquidos, conforme a los resultados de la evaluación técnica, económica y financiera del Proyecto», apunta la norma.

Las condiciones fiscales

El artículo 42 define a los sujetos pasivos que estarán obligados a pagar las regalías y el Impuesto Integrado de Hidrocarburos (IIH), que serán las empresas operadoras «que realicen las Actividades Primarias de hidrocarburos líquidos, así como la extracción de gas asociado».

Estas contribuciones se concentran en una alicuota agregada, la cual se estableció en los siguientes términos:

• Campos sin desarrollar pagarán una alicuota de 20%
• Yacimientos del petróleo extrapesado (DCO/DICOM/Mejorado tendrán una alicuota agregada de 25%.
• Campos desarrollados (Brownfield) sin producción pagarán 30%.
• Campos desarrollados (Brownfield) con producción cancelerán 35%.

«Los Proyectos tipificados como Campos sin desarrollar (Greenfield), tendrán una Alícuota del Impuesto Sobre La Renta asignada del treinta y cuatro por ciento (34%), y sin perjuicio de lo establecido en los artículos 24 y 25 de la Ley del ISLR, podrán aplicar metodologías de depreciación acelerada en sus proyectos hasta por 7 años«, indica el artículo 45 del reglamento.

Igualmente, se establece que si para alcanzar el equilibrio económico de un proyecto se requiere la disminución de la alicuota del ISLR, se podrá tramitar una solicitud «a objeto de su valoración y tramitación»  conforme al artículo 58 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

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