Advierten que reducción fiscal de la nueva Ley de Hidrocarburos es insuficiente para garantizar viabilidad de grandes proyectos petroleros

Especialistas reunidos por el Grupo IDEAS para Venezuela advierten que, aunque la reforma de la Ley de Hidrocarburos reduce la carga fiscal respecto al modelo anterior, p

Aunque la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos marca un cambio de rumbo estructural en el marco regulatorio venezolano al disminuir la carga impositiva sobre las empresas, persistentes vacíos y distorsiones en materia tributaria ponen en riesgo la viabilidad de inversiones de gran escala en el sector. Esta fue la conclusión central expuesta por los fiscalistas Juan Korody y Rafael Pacheco durante la conferencia «Efectos fiscales para los operadores de actividades primarias de hidrocarburos», un encuentro convocado por el Grupo IDEAS para Venezuela y bajo la coordinación del ingeniero Elías Matta Wehbe.

Durante la disertación, Korody analizó el tránsito desde el modelo de empresas mixtas hacia un esquema abierto a la inversión privada basado en los contratos de participación productiva (CPP). De acuerdo con el especialista, la paralización asociada al régimen de empresas mixtas derivó en un «fracaso real en la política petrolera». Bajo la modalidad de los CPP, la empresa privada asume la totalidad de las inversiones y riesgos operacionales, ejecuta directamente las labores de extracción y obtiene la propiedad del crudo extraído, lo que abre el debate técnico sobre la viabilidad de registrar dichas reservas en los mercados de valores internacionales.

Respecto a la estructura impositiva, la nueva legislación reemplaza el entramado tributario previo por una regalía única de hasta el 30 % y un impuesto integrado de hasta el 15 %, configurando alícuotas agregadas que oscilan entre el 20 % y el 35 % según el tipo de yacimiento. El texto contempla además rebajas de hasta cinco puntos porcentuales para desarrollos costa afuera o proyectos que integren plantas de mejoramiento, al tiempo que libera a los operadores de diversas contribuciones parafiscales y de la condición de sujetos pasivos ante tributos estatales y municipales.

Sin embargo, los ponentes identificaron severas fallas en el diseño del régimen simplificado. Korody objetó que el impuesto integrado se calcule sobre los ingresos brutos devengados y no sobre la renta neta, advirtiendo que «cuando calculas un tributo sobre ingresos brutos, no le estás preguntando al contribuyente si tiene ganancia o pérdida», mecanismo que podría vulnerar el principio constitucional de capacidad contributiva.

Por su parte, Pacheco —quien intervino desde Brasilia— abordó el paquete normativo sublegal dictado en julio, integrado por el Reglamento de la ley y dos resoluciones ministeriales regulatorias de regalías e impuesto integrado. Destacó que la clasificación entre campos greenfield y brownfield resultará determinante para la rentabilidad, al involucrar brechas de entre 10 y 15 puntos porcentuales en la carga tributaria. Asimismo, señaló que la revisión por equilibrio económico —acotada a un máximo de tres ocasiones y con una frecuencia quinquenal— resulta inflexible frente a la volatilidad del mercado petrolero internacional.

En relación con los desafíos pendientes de la primera ronda de contratación, los tributaristas detallaron una serie de nudos críticos no resueltos: la falta de regulación sobre el uso del dólar como moneda funcional para la determinación del impuesto sobre la renta; la restricción en la compensación de pérdidas fiscales, limitada a tres años y al 25 %, plazo exiguo para la etapa intensiva de capital de los proyectos; las dudas sobre la deducibilidad de la regalía y del impuesto integrado; la carga distorsionante del Impuesto a las Grandes Transacciones Financieras (IGTF); y la imposibilidad práctica de recuperar los créditos fiscales del IVA. Sobre este último punto, Pacheco enfatizó que «cuando tengo un 16 % que no es recuperable, las evaluaciones de los proyectos se retrasan o sencillamente no son viables».

A pesar de estas limitaciones, Korody afirmó que el nuevo marco normativo incrementa el atractivo para los inversionistas en comparación con el régimen anterior —recordando que diversas multinacionales han firmado o migrado sus contratos al nuevo esquema—, aunque insistió en que el incentivo «puede ser insuficiente» si no se corrigen los problemas detectados. Korody aclaró que «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».

En la misma línea, Pacheco admitió que, si bien existe una disminución efectiva del government take, otras jurisdicciones mantienen condiciones de competitividad más eficientes para el desarrollo de proyectos. Como vía de solución, Korody resaltó el trabajo técnico de la Asociación Venezolana de Hidrocarburos, presidida por Cristina Tovar, en la elaboración de propuestas de ajuste normativo, planteando además la necesidad de aplicar esquemas de flexibilidad contractual adaptados a las condiciones de cada campo.

Finalmente, Pacheco subrayó la urgencia de avanzar hacia una reforma integral que incorpore criterios de producción sostenible y remediación de pasivos ambientales. Al término del evento, Elías Matta ratificó que el Grupo IDEAS para Venezuela mantendrá los ciclos de debate para analizar el impacto del nuevo régimen fiscal sobre la atracción de capitales al país.