“El Centro Internacional de Inversiones Productivas pareciera una agencia reguladora de los CPP”

ANDRÉS ROJAS JIMÉNEZ

El reglamento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos ya está en vigencia y culminaron los seis meses, que otorgó la reforma de esta legislación, para adecuar las empresas mixtas y los contratos de participación productivas (CPP) con operaciones de producción petrolera al nuevo esquema fiscal aprobado a fines de enero.
El abogado especialista en derecho de los hidrocarburos, César Mata García, coordinador del diplomado del mismo nombre en la Universidad Metropolitana y asesor en esta materia pone el foco en las disposiciones regulatorias que se establecen y los desafíos que aún enfrenta Venezuela para atraer inversiones a su principal actividad económica.
El nuevo reglamento sustituye al que se aprobó en 1943, durante el gobierno de Isaías Medina Angarita, es decir, se mantuvo durante 83 años. El actual viene a regular la nueva forma de hacer negocios petroleros en una Venezuela bajo la tutela de los Estados Unidos tras la invasión a Caracas del 3 de enero pasado.

-¿Cómo hace un sistema económico para convivir con un reglamento de otra ley en un contexto donde han cambiado tanto las cosas?¿Por qué se tardó tanto tiempo en emitir su nuevo reglamento?

-Desde 1943 estaba vigente el reglamento con una reforma parcial en los años 60. Entre los años 2000 y 2005, por parte del gobierno de Hugo Chávez hubo un intento de hacer un reglamento de la ley, se hizo una consulta pública, pero nunca se publicó.

-¿Qué impacto tiene el reglamento recientemente aprobado?

-El impacto que puede tener el reglamento dentro de la actividad económica en la Venezuela actual, es netamente operativo comercial; ahora es importante tomar en cuenta que la función de un reglamento básicamente es desarrollar los principios que regula la ley madre, en este caso la de hidrocarburos.
Siempre se tuvo la deuda con la Ley Orgánica de Hidrocarburos de año 2001, reformada en el 2006 y ahora en el 2026. Para responder la pregunta inicial, la coexistencia se debe básicamente a que el reglamento tiende a desarrollar principios técnicos comerciales, aclarar algunas dudas que puedan presentarse en la interpretación de la norma madre. En este caso, uno de los aspectos que estaban en la mira tiene que ver con la carga fiscal porque básicamente estaban todos estos señalamientos, que antes de lo ocurrido el 3 de enero, siempre se decía que Venezuela tenía una de las cargas fiscales más elevadas si se comparan con nuestros vecinos.

-¿Realmente hay una reducción de la carga fiscal tomando en cuenta las disposiciones de la regalía y la creación de este nuevo tributo llamado impuesto integrado de hidrocarburos?

-Sí hay un alivio en principio. Recordemos que el entramado jurídico en Venezuela se vuelve cada vez más complejo de interpretarlo porque ahora estamos viviendo una realidad en la que lo comercial está como sobreponiéndose a principios legales que requieren revisión. Ahora bien, al parecer, sí hay una disminución de la carga del Government take o de la participación del Estado, porque así lo establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos y el reglamento desarrolla el impuesto integrado de hidrocarburos y lo extiende aguas abajo, no solamente para activar exploración y producción, sino para todo lo que es industrialización y comercialización.
Recordemos que uno de las grandes mejoras o el lado positivo de la reforma en la ley fue que abrió al mercado la participación privada, pero el lado negativo fue que se enfocó únicamente en exploración y producción, y el reglamento extiende o aclara ese punto del impuesto integrado a la refinación, industrialización y comercialización.

-¿El impuesto integrado de hidrocarburos es una  especie de regalía también si vemos que el reglamento presenta unas alícuotas que proviene de la suma de ambos?

-Lo puedes interpretar como un beneficio del Estado por ser el dueño o el propietario, pero depende de la discusión que queramos generar, Justamente, en el artículo Nº 43 del reglamento aparece un cuadro con los porcentajes de regalía e impuesto integrado dependiendo del tipo de campo. Si es un Greenfield o campos sin desarrollo, sí se trata de una actividad para crudo mejorado o si es un campo maduro. Entonces, la tasa varía de 20% hasta 35%.
Entonces, el reglamento trae esta novedad que establece ya de una forma predeterminada cuáles son las cargas fiscales que tendría el inversionista en cuanto a impuestos y esto permitiría tener un poco más clara la visión de lo que va a ser la participación del Estado, lo que se llama el Government Take en la actividad petrolera.

-¿Ese impuesto quién lo cobra? ¿El Ministerio de Hidrocarburos o el Seniat?

-La tradición ha sido que todo lo que es la regalía, las planillas las liquida el Ministerio y se pagan ante el Tesoro Nacional. Ahora bien, en cuanto al impuesto integrado de hidrocarburos, justamente se repite que el Ministerio liquida las planillas y en este caso debería pagarlo ante el Tesoro Nacional, es decir, queda excluido el SENIAT de ese pago de impuesto.
Por lo general siempre ha sido una eterna discusión como cuando se dio el proceso de migración a empresas mixtas en las que el SENIAT quería tener una participación porque solamente asumía lo que era el impuesto sobre la renta del sector porque todo lo demás como los impuestos superficial, consumo y exportación los liquidaba al entonces Ministerio de Petróleo y se pagaba ante el Tesoro Nacional.

-¿El Impuesto Integrado de Hidrocarburos puede convertirse en uno de los principales fuentes del aporte fiscal del presupuesto público?

-El impuesto integrado de hidrocarburos lo que hace es simplificar la carga fiscal, frente a una cantidad de contribuciones parafiscales como las de ciencia, tecnología, drogas y deportes. Hay que acordarse que todavía para lo que son las empresas mixtas sigue existiendo el shadow tax porque está en los términos y condiciones aprobados para esas asociaciones.
No soy especialista en materia tributaria, pero sí creo que este nuevo tributo otorga más claridad a todo lo que es el aporte del inversionista al Estado por la participación en actividades petroleras.

-¿Cómo quedan las empresas mixtas o los CPP que se crearon bajo la figura de la Ley Antibloqueo? ¿Eso queda claro en el reglamento o tendremos un nuevo capítulo en la negociación de cada contrato?

-El reglamento no regula el proceso de ajuste, migración, actualización de esos acuerdos, entiéndase empresas mixtas o los CPP y ahora contratos de actividades primarias de hidrocarburos. El reglamento básicamente se refiere netamente a la parte técnica y comercial. Ahora bien, queda pendiente ahora cómo quedan estos contratos y las empresas mixtas que se ajustaran a la nueva ley. No tengo conocimiento si se han iniciado negociaciones, por lo menos públicas para el ajuste de lo que son los contratos existentes a la nueva reforma. Dicen que son 30, pero lo que realmente tenemos son 19 o 20 memorandos de entendimiento, pero no contratos.

-¿Este reglamento impone la necesidad de un fortalecimiento institucional del Ministerio de Hidrocarburos?

-Sí. El Ministerio tenía ocho unidades regionales para ejercer las inspecciones, que con el tiempo fueron quedando a un poco al lado, inclusive cuando el Ministerio tenía competencias en materia de minería. El nuevo reglamento refuerza lo que son las inspecciones y una de las cosas que me llama mucho la atención es la clasificación de las infracciones. Una de las cosas que hace el reglamento es la ponderación de la falta o la infracción, donde puede ir de leves a graves y gravísimas. Esto le da la posibilidad al Ministerio, como ente rector a través de sus unidades administrativas regionales, llevar las fiscalizaciones de la actividad, pero no olvidemos que siempre ha existido un problema entre el doble rol que tiene PDVSA como operador y regulador. Eso se tienden a confundir con bastante frecuencia y no queda claro en el reglamento.

-¿Quiere decir que en el reglamento no queda diferenciado el papel que juega PDVSA y el que desempeña el Ministerio de Hidrocarburos?

-En toda actividad comercial hay tres elementos importantes: la operativa, la comercial y la legal o regulatoria. En el área de los hidrocarburos en Venezuela estamos viendo que la parte operativa es muy sencilla; la comercial son los acuerdos entre las partes, es decir, los que están dispuestos a hacer obligaciones y garantías; y la parte legal no se negocia porque está reglamentado. En el derecho público se puede hacer todo aquello que la ley permite y en derecho privado se puede hacer todo aquello que la ley no prohíbe. ¿Por qué traigo esta acotación? Porque siempre ha existido ese solapamiento de funciones entre el Ministerio y PDVSA y en ocasiones hay una situación que reside en la administración pública, que se llama el principio de discrecionalidad y que se ha convertido en la famosa frase de “El Estado soy yo”
Ese exceso de discrecionalidad ha hecho que este tipo de instrumentos sean mucho más estrictos en algunos casos, justamente para evitarla por parte del Estado y no tener un solapamiento de funciones que es lo que genera confusión e incertidumbre entre los inversionistas porque constantemente se confunde al Ministerio con PDVSA.
Al respecto, no puedo dejar de mencionar que existe el Centro Internacional de Inversiones Productivas, el cual pareciera que es una agencia también del sector. No fue creado en la reforma de la Ley de hidrocarburos sino por otra vía y justamente en el caso de los CPP pareciera que funciona como una especie de agencia. Por tanto, una vez más, la opacidad en algunos aspectos legales o del proceso de aprobación de la regulación hace que tenga que ser muy cauteloso al emitir opiniones.

-¿La reforma de la LOH se percibe como atractiva para la comunidad petrolera de Houston?

-Por supuesto que interesa muchísimo y más si tienes una especie de pasamano o plataforma a través del apoyo al gobierno de los Estados Unidos, el cual otorga una cantidad de ventajas, no solamente para promover y apoyar a Venezuela en el desarrollo de la industria petrolera, sino también para incentivar la inversión. Justamente en Texas, que es uno de los estados principales para la producción petrolera en los Estados Unidos, existe mucho interés, no solamente de empresas operadoras que podrían eventualmente entrar a través de los CPP, sino también para todo lo que es bienes, servicios, procura y cadena de suministro. Hay mucha disposición de invertir, pero también muchas preguntas. ¿Quién va a pagar las facturas? ¿De dónde va a venir el dinero? ¿Del fondo federal donde se está depositando la venta de commodities en este caso del crudo? Todavía no hay mucha claridad. Es poco probable que haya una inversión en el corto plazo, si no se tiene claridad sobre el esquema de garantías y pagos.