Ante el escaso margen de flexibilidad, el análisis de alternativas de estímulo para la exploración podría enfocarse en la reducción de la presión tributaria sobre la utilidad contable.
Por Pablo Stejskal B. Abogado por la UMSS, con Maestría en Derecho Empresarial. Especialista en contrataciones, regulaciones del sector industrial, hidrocarburos y medio ambiente. (www.lex-stejskal.com).
El régimen hidrocarburífero en los recientes años en Bolivia ha preceptuado secuencialmente la recuperación de la propiedad de los hidrocarburos en favor del Estado y la captura de la renta estatal en el nivel del 50% sobre el valor de la producción (Referéndum del año 2004), la creación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos para cumplir este nivel de captación (Ley de Hidrocarburos Nº 3058), la migración a los Contratos de Operación con la nacionalización, la constitucionalización del modelo de prestación de servicios para la participación privada en la actividad del upstream, así como medidas reglamentarias subsecuentes de diverso rango normativo.
Si bien este orden propició la extracción acelerada en campos gasíferos ya descubiertos, acrecentando notablemente la renta estatal percibida, se mantiene aún irresuelta la creación de un esquema que dinamice la atracción de capitales de riesgo exploratorio frente a la imperativa necesidad de reponer reservas de gas natural, para asegurar la cadena de valor del sector.
A efecto de abordar el análisis, mencionaremos que se conceptualiza como sistema “regresivo” a aquel que concentra la recaudación de la renta económica del Estado de manera anticipada sobre el valor bruto de la producción de hidrocarburos en boca de pozo, con prelación al reembolso de costos al operador y a la liquidación de participaciones progresivas y tributos sobre las ganancias netas.
En el caso de Bolivia, el elevado nivel de captación de renta estatal del 50% en punto de fiscalización, blindado por mandato del Referéndum del Gas e inmodificable por una ley ordinaria, representará un desafío para el diseño de una estructura de términos contractuales y fiscales que estimulen la inversión de capital exploratorio foráneo, debido al reducido margen para articular la distribución de ingresos netos y la imposibilidad jurídica de rediseñar un óptimo modelo escalable de regalías o de tributos sobre la producción en boca de pozo (IDH), que responda a las sensibles variables de riesgo geológico, fluctuación de costos y volatilidad de precios. Nótese que el IDH opera como un sustituto de regalía fija, con idéntico mecanismo de liquidación y base imponible.
La experiencia internacional enseña que, por lo regular, es recomendable que el Estado traslade estratégicamente el riesgo de exploración a compañías dotadas de mayor suficiencia técnica y financiera con diversificación a nivel global. En esta óptica, se advierte una correlación determinante entre el factor de riesgo y la participación incremental que espera capturar el operador privado por esta variable asumida.
Ante el escaso margen de flexibilidad, el análisis de alternativas de estímulo para la exploración podría enfocarse en la reducción de la presión tributaria sobre la utilidad contable, acompañada de un régimen fiscal especial para el sector petrolero que considere las disímiles características y magnitud de las áreas con potencial hidrocarburífero.
En esta línea de razonamiento, se puede examinar el diferimiento de pago o liberación parcial del Impuesto a las Utilidades por un periodo 5 años –u otro término- durante la fase de producción resultante de la exploración exitosa (dado que el IUE no es un costo recuperable), unido a un régimen adecuado de depreciación. Con igual condición, la exención o diferimiento del Impuesto a las Utilidades por remesas al exterior, separando contable y jurídicamente el origen de los fondos remesados. Así como añadir la posible exoneración o reducción del Gravamen Arancelario y tributos para la importación definitiva de equipos e insumos requeridos para la actividad exploratoria.
Los mecanismos de amortización acelerada de inversiones y reconocimiento de intereses al operador sobre el saldo del capital de inversión no recuperado en curso de amortización, también pueden ser una alternativa de incentivo. Incluso el reembolso con capital inmediato y efectivo de los costos directos de exploración reportados y auditados, una vez declarada la comercialidad o iniciado el desarrollo del campo.
Finalmente, mantener la continuidad de las medidas que dispone la Ley de Promoción a la inversión Nº 767 de 2015, analizando la extensión del incentivo de prioritaria asignación de mercados de exportación no sólo para campos gasíferos con reservorios de gas seco o marginales, sino en general para campos gasíferos precedidos de un prospecto exploratorio de resultado exitoso, en tanto no comprometa la demanda interna de suministro.
