R\u00c9GIMEN CONCESIONARIO<\/strong><\/h3>\n\n\n\nSeg\u00fan indic\u00f3 la presidenta, y tal como reza la reformada Ley Org\u00e1nica de Hidrocarburos (LOH), las reservas venezolanas son intransferibles, siguen perteneciendo a la naci\u00f3n. De ah\u00ed que es necesario hacer una distinci\u00f3n entre derechos de explotaci\u00f3n y propiedad de las reservas en el subsuelo.<\/p>\n\n\n\n
La ganancia estimada de barril extra\u00eddo y comercializado dentro de los 17 campos ser\u00e1 de 19 d\u00f3lares, pudiendo ser m\u00e1s o menos seg\u00fan el coste internacional de los barriles. Este se calcula hoy en 65 d\u00f3lares.<\/p>\n\n\n\n
Dichos ingresos se justifican por el r\u00e9gimen de regal\u00edas previsto para el acuerdo, seg\u00fan lo indicado en la LOH. En el caso de los campos verdes concesionados, rige 32% de impuesto sobre la renta (ISLR) y, al menos, 16% de regal\u00edas.<\/p>\n\n\n\n
\u00bfPor qu\u00e9 16% \"al menos\" de regal\u00edas? Esto se explica por la LOH. Para el desarrollo de campos verdes se establece un margen m\u00ednimo de regal\u00edas de esa cifra, pero cada yacimiento y cada campo son particulares entre s\u00ed. Todos tienen niveles distintos de complejidad geol\u00f3gica. Esto sugiere que, a mayor complejidad del campo, menor regal\u00eda \u2014hasta el 16%\u2014. A menor complejidad del campo, las regal\u00edas son mayores, pudiendo alcanzar una cota de 20% o 25%.<\/p>\n\n\n\n
El margen de regal\u00edas es porcentual, lo cual sugiere que, en un escenario de precio petrolero de 70, 80 u 85 d\u00f3lares por barril, por concepto de regal\u00edas Venezuela obtendr\u00eda m\u00e1s ganancias por cada barril extra\u00eddo en los 17 campos incluidos en el convenio, lo cual podr\u00eda ayudar a superar con creces el horizonte de 209 mil millones de d\u00f3lares anunciados.<\/p>\n\n\n\n
Es necesario detenernos en este punto para establecer una comparaci\u00f3n con los \u00faltimos reg\u00edmenes fiscales aplicables para nuevos desarrollos \u2014inversi\u00f3n upstream<\/em>\u2014 en Venezuela.<\/p>\n\n\n\nHasta este a\u00f1o el r\u00e9gimen concesionario venezolano se reg\u00eda por la LOH creada en 2001, reformada en 2006. T\u00e9cnicamente la LOH actual es una reforma de la misma ley de 2001 pero hay importantes variaciones en cuanto al r\u00e9gimen concesionario para campos verdes. En la ley de los a\u00f1os 2000 el r\u00e9gimen fiscal era de 32% de ISLR y 30% de regal\u00edas; eso s\u00ed, aplicado a rajatabla a todos los desarrollos.<\/p>\n\n\n\n
La debilidad de esa ley era que reg\u00eda para campos maduros, ofreciendo grandes beneficios, pero creaba serios l\u00edmites para la inversi\u00f3n en campos verdes. La inversi\u00f3n en campos verdes es sumamente costosa, t\u00e9cnicamente compleja y, en muchos casos, una empresa puede invertir en procesos de exploraci\u00f3n y producci\u00f3n que podr\u00edan tardar a\u00f1os antes de extraer sus primeros barriles.<\/p>\n\n\n\n
Continuando comparaciones, en los a\u00f1os 1990, con la llamada \"apertura petrolera\", exist\u00eda un r\u00e9gimen completamente distinto. Para los campos verdes se cre\u00f3 un r\u00e9gimen de ISLR de 32% y apenas 1% de regal\u00edas. En lo real, hubo incentivos fiscales y pagos de regal\u00edas de 1% que eran irrisorios, en una \u00e9poca cuando el barril llegaba a costar 15, 20 o 25 d\u00f3lares. Adem\u00e1s, los crudos pesados y extrapesados de la Faja Petrol\u00edfera del Orinoco, vendidos como bitumen, se refer\u00edan a precios del carb\u00f3n. Las empresas se llevaban el crudo pr\u00e1cticamente gratis.<\/p>\n\n\n\n
Es necesaria esta distinci\u00f3n para reconocer los m\u00e1rgenes del r\u00e9gimen actual. Hablando de inversi\u00f3n upstream<\/em> y desarrollo de campos verdes de crudos no convencionales \u2014tal como es el caso de los crudos pesados y extrapesados de la faja\u2014, el r\u00e9gimen de los 17 campos concesionados a Estados Unidos en 2026 es menos ventajoso para el Estado que el existente en las LOH de los a\u00f1os 2000. Pero es claramente mucho m\u00e1s ventajoso que el r\u00e9gimen de la \"apertura petrolera\" de los a\u00f1os 1990.<\/p>\n\n\n\nEste elemento es inherente a la soberan\u00eda nacional y a la disposici\u00f3n ventajosa de los recursos naturales. M\u00e1s all\u00e1 de la ponderaci\u00f3n matem\u00e1tica evidente, lo importante que se debe apreciar en este caso es que los acuerdos son coherentes y pertinentes con las necesidades de inversi\u00f3n en Venezuela.<\/p>\n\n\n\n
Continuando en t\u00e9rminos comparativos, en el mundo se aprueban nuevos desarrollos petrol\u00edferos que implican grandes inversiones y que est\u00e1n sujetos a gran complejidad t\u00e9cnica. Si miramos el continente, hay casos notables en Colombia, Argentina, Canad\u00e1 y Estados Unidos, pa\u00edses que, al igual que Venezuela, est\u00e1n desarrollando inversiones en crudos no convencionales basados en roca porosa (shale oil<\/em>) y crudos pesados. <\/p>\n\n\n\nSi se compara el r\u00e9gimen concesionario entre Venezuela y Estados Unidos anunciado durante estos d\u00edas, con los t\u00e9rminos contractuales en esos pa\u00edses, Venezuela obtiene ventajas similares que esos pa\u00edses en t\u00e9rminos de impuestos, regal\u00edas y Government Take (ganancias de los estados por propiedad de los recursos o renta de los mismos). Dicho as\u00ed, los ingresos venezolanos en los 17 campos a concesionarse, est\u00e1n dentro del canon internacional de ganancias aplicada a la inversi\u00f3n Upstream en nuevos desarrollos de crudos no convencionales.<\/p>\n\n\n\n
El gobierno estadounidense no hace una concesi\u00f3n de gracia al permitir que sus empresas paguen m\u00e1s a Venezuela que Argentina o a Guyana. En realidad, se rige por una realidad t\u00e9cnica. Aunque el crudo venezolano pesado y extrapesado es muy denso y complejo para extraer, los costes de inversi\u00f3n para extraer cada barril siguen siendo manejables y pueden ser comparativamente mucho m\u00e1s bajos si se compara con otros campos en Estados Unidos o Argentina.<\/p>\n\n\n\n
Los crudos no convencionales, tal como es el caso de los petr\u00f3leos de la faja, requieren ventajas e incentivos importantes para las costos\u00edsimas primeras etapas de inversi\u00f3n, lo cual implica regal\u00edas e impuestos moderados. El caso del acuerdo entre Venezuela y Estados Unidos no es excepcional, ni extremadamente fabuloso para ninguna de las partes. Est\u00e1 completamente dentro del canon de inversi\u00f3n upstream<\/em> y de nuevos desarrollos de crudos no convencionales en todo el mundo.<\/p>\n\n\n\n