#Expertos: Ley de Hidrocarburos reduce carga fiscal, pero es insuficiente para atraer grandes inversiones

La reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos representa un “giro copernicano” en la regulación petrolera venezolana y reduce la carga fiscal sobre los operadores, pero dejó sin resolver algunos problemas tributarios que, de no corregirse, podrían hacer inviables proyectos clave.

Así lo señalaron los especialistas en materia fiscal Juan Korody y Rafael Pacheco durante la conferencia “Efectos fiscales para los operadores de actividades primarias de hidrocarburos”, organizada por el Grupo IDEAS para Venezuela, que coordina el ingeniero Elías Matta Wehbe.

Korody explicó que Venezuela pasó de un sistema centrado en las empresas mixtas a otro que abre espacio a operadores privados, particularmente a través de los contratos de participación productiva (CPP).

“La paralización que trajo el modelo de las empresas mixtas generó un fracaso real en la política petrolera”, afirmó.

Destacó que, bajo el esquema de CPP, el privado asume íntegramente los costos y riesgos, ejerce directamente la actividad primaria y puede hacerse propietario del crudo una vez extraído. Esto, señaló, abre además la discusión sobre la posibilidad de registrar esas reservas ante los mercados internacionales de valores.

El experto Juan Korody cuestionó que el impuesto integrado se calcule sobre los ingresos brutos devengados y no sobre la renta.

Un régimen simplificado con “pecados de origen”

Según los ponentes, el nuevo esquema sustituye la multiplicidad de tributos del régimen anterior por una regalía única de hasta 30 % y un impuesto integrado de hasta 15 %, con alícuotas agregadas que oscilan entre 20 % y 35 %, en función del tipo de campo.

Asimismo, contempla posibles reducciones de hasta cinco puntos porcentuales para proyectos costa afuera o que incorporen plantas de mejoramiento.

La ley, además, exime a los operadores de varias contribuciones parafiscales y los declara no sujetos a determinados tributos estatales y municipales.

Sin embargo, Korody cuestionó que el impuesto integrado se calcule sobre los ingresos brutos devengados y no sobre la renta.

“Cuando calculas un tributo sobre ingresos brutos, no le estás preguntando al contribuyente si tiene ganancia o pérdida”, señaló, al advertir que este mecanismo podría entrar en conflicto con el principio constitucional de capacidad contributiva.

Pacheco, quien participó desde Brasilia, detalló los instrumentos sublegales dictados en julio: el Reglamento de la ley y dos resoluciones ministeriales que regulan las regalías y el impuesto integrado.

Alertó que la distinción entre campos greenfield y brownfield será “determinante” para cada proyecto, pues puede representar entre 10 y 15 puntos de diferencia en la carga fiscal.

También advirtió 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 alta volatilidad.

El experto en derecho tributario Rafael Pacheco reconoció una reducción del government take, pero advirtió que otras jurisdicciones ofrecen condiciones más eficientes para el desarrollo de proyectos petroleros.

Los retos pendientes

Ambos expertos coincidieron en que la primera ronda de contratos no resolvió varios problemas críticos.

Entre ellos mencionaron la ausencia de reglas claras sobre el uso de una moneda funcional en dólares para el impuesto sobre la renta; el límite de tres años y 25 % para el traslado de pérdidas fiscales, considerado insuficiente para un negocio que requiere inversiones millonarias durante sus primeros años; la falta de certeza sobre la deducibilidad de las regalías y del impuesto integrado; y la imposibilidad práctica de recuperar los créditos fiscales del IVA.

“Cuando tengo un 16 % que no es recuperable, las evaluaciones de los proyectos se retrasan o sencillamente no son viables”, indicó Pacheco.

Korody añadió que el IGTF “distorsiona totalmente la toma de decisiones 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 Korody.

¿Es Venezuela competitiva?

Ante una pregunta formulada por Matta sobre si el nuevo régimen resulta más atractivo para los inversionistas, Korody respondió que sí, aunque advirtió que “puede ser insuficiente” si no se resuelven los problemas planteados.

Recordó, además, que grandes compañías internacionales ya han firmado o migrado sus contratos al nuevo esquema.

Pacheco reconoció una reducción del government take, pero advirtió que otras jurisdicciones ofrecen condiciones más eficientes para el desarrollo de proyectos petroleros.

Korody destacó, asimismo, el trabajo de la Asociación Venezolana de Hidrocarburos, presidida por Cristina Tovar, que ha preparado propuestas normativas destinadas a corregir estos vacíos, y abogó por complementar esta vía con una mayor flexibilidad contractual, adaptada a las características de cada campo.

Al cierre de la conferencia, Pacheco planteó la necesidad de una reforma integral que incorpore criterios de producción sostenible y atención a los pasivos ambientales.

Por su parte, Elías Matta anunció que el Grupo IDEAS para Venezuela continuará promoviendo el debate en próximas conferencias, ante el número de interrogantes que aún persisten sobre el nuevo régimen fiscal y sus efectos en la inversión petrolera.

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