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Luis Carlos Kinn |
1. INTRODUCCION
Como un
aporte para que logremos una solución de consenso –en lo
económico y en lo político- en uno de los temas más
controvertidos de la Ley de Hidrocarburos, en este
artículo se analizan las tres propuestas existentes en
cuanto a tributación (la del Gobierno, la de la Comisión
de Desarrollo Económico y la del H. Diputado Mario
Cossio), y se proponen ciertos complementos para dar una
solución a los planteamientos básicos de todas las
partes involucradas (el Gobierno, las Empresas y los
Bolivianos).
Si la nueva ley no satisface las necesidades
primordiales de alguna de las tres partes involucradas
no será una ley estable, y entraremos en otros ciclos
sociales y políticos de dolorosos cambios.
Hay que aceptar la necesidad absoluta de consenso mínimo
entre los tres actores, y abordar el tratamiento de esta
nueva ley con una visión pragmática.
La coyuntura energética interna, regional y mundial
presenta un escenario muy favorable para la exportación
del gas y de sus productos industrializados. Si logramos
consenso en los puntos principales podemos lograr a
corto plazo el inicio de una prolongada etapa de
desarrollo, para el beneficio de todos.
Hay que darle claridad y transparencia al tratamiento de
este tema. La pregunta que la mayoría se hace es: “Si
ambas propuestas llegan al 50% ¿Cuál es la diferencia?
¿Hay “gato encerrado”?”.
El tema es inevitablemente complejo, por lo cual hemos
tratado de darle un enfoque lo más didáctico posible.
2. REGALÍAS Y/O
IMPUESTOS
Las premisas básicas para el tratamiento de este tema
son las siguientes:
Es un hecho concreto que hay un consenso generalizado de
que se debe llegar ahora al 50% de ingresos para el
Estado. La estabilidad del sector pasa por ello.
Las empresas necesitan tener una operación rentable y
estable.
Ninguna de las tres propuestas existentes (la del
Gobierno, la de la Comisión de Desarrollo Económico y la
del H. Mario Cossio) satisfacen las necesidades básicas
de todos los sectores.
Si las empresas pagan el 50% y adicionalmente pagan el
Impuesto a las Utilidades (IU), sus operaciones dejan de
ser rentables.
Si se tributa el 50% y se acredita el IU contra dichos
tributos, los campos de alta producción pueden lograr
una operación rentable.
Aún acreditando el IU, si los campos de baja producción
tributan el 50% no logran una operación rentable.
Desde el punto de vista contractual y legal los campos
de alta producción son iguales a los campos de baja
producción. Se debe lograr una solución tributaria que
permita la rentabilidad de todos.
2.1
50% vía regalías o vía regalías más impuestos
En los
gráficos de abajo se esquematizan las dos posiciones ya
propuestas en la Cámara de Diputados en cuanto a cómo
llegar al 50% de ingresos para el Estado.
Fig. 1:
50% para el Estado vía regalías
Fig. 2:
50% para el Estado vía regalías más el nuevo impuesto.
En
principio en ambos casos se llegaría a un 50% para el
Estado. Pero existen diferencias que dependen de la
forma de cálculo de ambas: las regalías se calculan de
manera directa y simple sobre el volumen que se produce
en boca de pozo. Ello asegura el 50% para al Estado. Los
impuestos se calculan de una manera más complicada,
según la propuesta. A saber:
a) El nuevo impuesto propuesto por el Gobierno (ICH)
está determinado por tablas crecientes (para gas y para
líquidos) que relacionan el ICH a la producción por cada
campo. Para llegar al 32% de impuestos, la producción
necesaria de gas por cada campo es de 18,5 MMMCD
(millones de metros cúbicos por día). Ningún campo en
Bolivia está equipado para producir dicho volumen ahora.
Para referencia, la exportación al Brasil- que proviene
de varios campos- está cerca de los 23 MMMCD.
Para el petróleo –según la tabla de ICH propuesta por el
Gobierno- se necesitarían 44.000 BPD (barriles por día)
en cada campo para llegar al 32%, algo muy difícil de
lograr, aun en el futuro. Para comparación, todos los
campos del país producen en su conjunto 46.000 BPD.
La propuesta del Gobierno incluye la acreditación del
impuesto a las utilidades de las empresas contra el ICH.
b) En cuanto el impuesto propuesto por el H. Cossío (el
IDP, Impuesto Directo a la Producción) se ha mencionado
que se calcularía “en el punto de fiscalización” y que
no permitiría ninguna acreditación de otros impuestos, o
sea que no permitiría la acreditación del IU, pero no se
ha dado a conocer públicamente el detalle escrito final.
2.2
Regalías,
impuestos y el IU
En nuestro país el
monto del impuesto a las utilidades (IU) es el 25% de
las utilidades netas de las empresas. Las utilidades se
calculan una vez al año.
Ya sea en el caso de que las empresas
tributen el 50% vía regalías, o vía regalías más
impuestos, si adicionalmente también tienen que tributar
el IU –tal como está estipulado en nuestro ordenamiento
tributario- la rentabilidad es muy baja o puede ser
negativa.
Fig. 3:
Ejemplo si el monto del IU es igual al 10% de los
ingresos.
Es importante hacer notar que, aparte de las razones de
rentabilidad, en los dos casos analizados, si se llega
al 50% y encima se tributa el IU, al Estado le
correspondería más que lo que se determinó en el
Referéndum (“hasta 50% de regalías y/o impuestos”).
La solución para que se mantenga al 50% para el Estado y
para las empresas, y que el IU no se pague
adicionalmente, sería la de poder acreditar el IU contra
el 50% pagado al Estado, y así contabilizar el IU pero
no pagarlo efectivamente.
Esto se puede hacer en el segundo caso pero no en el
primero: si el 50% se paga por concepto de regalías,
por la definición de éstas, no se podría acreditar el IU
ante ellas.
La duda aquí entonces es: ¿cómo asegurarse de que el
nuevo impuesto llegue realmente al 32%, y así, junto al
18% de regalías, se dé cumplimiento al Referéndum (50%
para el Estado), pero que a su vez permita una operación
rentable a las empresas al poder acreditar el IU?.
3. LAS DOS REGALÍAS
La solución al problema planteado anteriormente es la
siguiente: 1) se mantiene la actual regalía del 18%
(R1); 2) se aumenta un tributo adicional del 32% (R2)
que se calcula exactamente como la actual regalía;
3) para fines de la ley, a ese nuevo tributo se le llama
impuesto para que se pueda acreditar el IU (y solamente
el IU).
Fig. 4: Nuevo impuesto calculado como una regalía;
acreditación del IU.
3.
LOS CAMPOS DE BAJA
PRODUCCION
Lo anterior ha permitido una solución en la cual se
logra un 50% para el Estado y también se permite una
rentabilidad aceptable para las empresas. Pero esto
último es válido sólo para los campos de alta
producción. Las de baja producción no pueden ser
rentables en las condiciones propuestas (tributación del
50%, aún con la acreditación del IU).
Debido a la declinación normal de la producción y a los
demás elementos económicos que condicionan su
explotación, es dable esperar que la explotación de
dichos pozos de baja productividad, sea detenida en
corto tiempo.
También existe un número significativo de pozos en el
país inactivos por diversos motivos, muchos de los
cuales podrían ser re-estudiados e intervenidos con
miras a su re-equipamiento y reincorporación a la
producción primaria o asistida, en tanto las condiciones
económicas fuesen favorables.
Esta característica se presenta también en muchos países
petroleros, como los Estados Unidos, Canadá y Argentina,
donde la producción petrolífera proviene de muchos pozos
de baja productividad unitaria y en donde la relación
reservas/ producción es relativamente baja.
En dichos países se han establecido con éxito sistemas
de incentivos fiscales dirigidos a la rehabilitación de
pozos inactivos y a la explotación de pozos marginales.
Precisamente dichos sistemas de incentivos tienden a
eliminar los efectos negativos de algunos impuestos que
producen el abandono prematuro de la explotación de
pozos de baja productividad.
Es importante notar que la rehabilitación de pozos de
baja productividad tiene efectos multiplicadores sobre
el nivel de actividad de las economías regionales en que
se sitúan dichos pozos.
Una parte de los campos de baja producción son los
campos denominados “marginales” según el DS Nº. 24400
del 31 de Octubre de 1996. La producción total de estos
campos es muy pequeña dentro del total de la producción
del país. Debido a ésas condiciones, dichos campos deben
dejarse bajo el tratamiento impositivo actual.
Otros campos de baja producción son los llamados “no
marginales” que están explotando hidrocarburos
clasificados como existentes. Dichos campos ya están
pagando el 50% de regalías y están acreditando el IU.
También dichos campos deben dejarse bajo el tratamiento
impositivo actual.
Todos los demás campos:
cuya producción promedio por pozo activo sea menor a 100
barriles por día de líquidos y a 3 millones de pies
cúbicos por día de gas (por baja productividad o por
falta de mercado), ó
cuya producción sea producto de una nueva inversión -ya
sean nuevos campos, en campos existentes, o en nuevos
pozos de campos ya en producción,
necesitan de un incentivo a la recuperación del capital
en los primeros años de producción, o en los primeros
años de aplicación de la nueva ley. Por ello la
aplicación del nuevo impuesto debe ser gradual hasta el
quinto año de producción, cuando llegaría a su
aplicación en un 100%.
4.
LOS CAMPOS EN ZONAS DE ALTO
RIESGO
Es necesario
estimular las nuevas inversiones en zonas de alto
riesgo, en la zona no-tradicional. El nuevo impuesto
para dichas zonas debería, -para los primeros 5 años-
ser cero. Hasta el momento las inversiones se han
concentrado en las áreas tradicionales (las áreas que
cuentan con cierta información). Existe un enorme
potencial (petróleo y gas) en nuevas áreas donde no
existe mayor información y el riesgo es alto.
5. CONCLUSION
Se han analizado las diferentes propuestas en cuanto a
tributación en la nueva Ley de Hidrocarburos. Se ha
concluido con una propuesta de solución de consenso
donde se logran los dos objetivos fundamentales: 50%
real para el Estado y operación rentable para todas las
empresas, incluyendo las de baja producción.
Además, se proponen incentivos concretos para las nuevas
inversiones.
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