El impacto de la reforma fiscal en el sector energético by Fundación Rafael Preciado Hernández

DOCUMENTOS DE TRABAJO El impacto de la reforma fiscal en el 529 sector energĂŠtico Gabriela L. Legorreta Marzo 2014

El impacto de la reforma fiscal en el sector energético Gabriela L. Legorreta* Marzo de 2014 Fundación Rafael Preciado Hernández A.C. Documento de Trabajo No.529 Clasificación temática: Reforma Fiscal RESUMEN En este documento de trabajo se presentará una muy breve muestra de la influencia de los ingresos petroleros en las finanzas públicas. Posteriormente se hace un breve análisis de las propuestas de reforma energética presentadas originalmente por los tres principales partidos políticos. Además, se hace un análisis de los regímenes fiscales de algunos países que tienen similitudes con las propuestas presentadas para finalmente llegar a conclusiones importantes derivadas de estos análisis.

correo electrónico: glegorreta06@hotmail.com. Las opiniones contenidas en este documento corresponden exclusivamente a los autores y no representan necesariamente el punto de vista de la Fundación Rafael Preciado Hernández A.C.

Contenido**

Introducción

II.

Justificación de la Relevancia de la Investigación

III.

Objetivos

IV.

Planteamiento y Delimitación del Problema

Marco Teórico y Conceptual de Referencia

VI.

Formulación de Hipótesis

VII.

Desarrollo de la Investigación

VIII. Conclusiones IX.

Bibliografía

La estructura del presente documento de trabajo se ajusta a los requerimientos establecidos en el punto 2.3 del Reglamento para el Financiamiento Público de las Actividades Específicas que realicen los Partidos Políticos Nacionales como entidades de Interés Público del Instituto Federal Electoral vigente a partir de octubre de 2005.

Introducción

El régimen fiscal de cualquier país es siempre un factor clave que los negocios consideran para mover sus inversiones a nuevos mercados. En México, la reforma energética significó un conjunto de modificaciones que pretenden transformar el sector energético. Sin embargo, la estrecha relación entre el sector con las finanzas públicas ocasionará una transformación también de éstas. La magnitud en la que las reformas energética y fiscal alterarán las finanzas públicas relacionadas al sector energético, dependerá del valor de la producción de hidrocarburos, el régimen fiscal de PEMEX y el funcionamiento de los contratos de utilidad compartida propuestos por el Gobierno Federal. Los organismos internacionales que revisan el poder recaudatorio de los países, muestran que México no tiene mucho poder en este sentido y que, la recaudación es un problema de años. Ahora, al abrir el sector, se deberá fortalecer esta habilidad para poder sacarle el máximo provecho posible a la introducción de actores privados en la industria petrolera. Con una historia de una influencia de alrededor de 30% de los ingresos petroleros en las finanzas públicas, México enfrenta un gran reto al momento de poner en marcha la reforma fiscal y energética recientemente aprobadas. En esta ocasión, no solo es un sector aislado el que verá consecuencias de las modificaciones realizadas al marco legal sino que será toda la economía en su conjunto así como la disposición de recursos del gobierno. No es algo menor. En este documento de trabajo se presentará una muy breve muestra de la influencia de los ingresos petroleros en las finanzas públicas. Posteriormente se hace un breve análisis de las propuestas de reforma energética presentadas originalmente por los tres principales partidos políticos. Además, se hace un análisis de los regímenes fiscales de algunos países que tienen similitudes con las propuestas presentadas para finalmente llegar a conclusiones importantes derivadas de estos análisis.

II. Justificación de la Relevancia de la Investigación. Las reformas propuestas por el Ejecutivo plantean la posibilidad de modificar el esquema de recaudación que México ha tenido por años. Pero también abre la posibilidad de, sin una correcta implementación de las reformas, no contar con suficientes ingresos públicos. Por esto, es necesario identificar el impacto que la reforma fiscal tendrá en el sector energético y por consecuencia en las finanzas públicas.

III.

Objetivo

El presente documento tiene como objetivo mostrar el efecto que las modificaciones fiscales propuestas, tendrĂĄn en el sector petrolero del paĂs.

IV.

Planteamiento y Delimitación del Problema.

La influencia que tiene el sector petrolero en las finanzas públicas del país las vuelve vulnerable a un mercado tan volátil como lo es el energético. Por esta razón, en 2013, el Ejectuvo presentó una iniciativa de reforma fiscal que modificaría esta dependencia y al mismo tiempo presentó una iniciativa de reforma energética que volvería al sector más productivo. El problema que presentan ambas iniciativas es la posibilidad de que la reforma fiscal no sea lo suficientemente eficiente para lograr obtener la misma cantidad de recursos por la vía de la recaudación que los que se tienen por la vía de la industria petrolera.

Marco Teórico y Conceptual de Referencia El sector de hidrocarburos debe analizarse tomando en cuenta diferentes factores: 1. Características propias del sector, que lo hacen diferente de otras industrias 2. Dotación de recursos de cada país. Esto es el potencial geológico, reservas, su relación con el resto del mundo (exporta o importa). 3. Características del marco institucional y contractual. En el caso de México se debe analizar el régimen fiscal, por ejemplo. 4. Factores económicos, el ciclo de inversión, el riesgo, la tecnología disponible, qué tanto las finanzas públicas son dependientes de la renta petrolera, precios. Analizando todos estos factores es que se podrán obtener conclusiones sobre el impacto del sector en las políticas públicas de un país así como el propio desempeño del país en materia de producción e inversión. La explotación petrolera genera lo que se le llama “renta” que se definen como el excedente del costo de oportunidad de los factores de producción reproducibles (trabajo y capital).Las rentas se pueden obtener por la presencia de costos de extracción bajos o bien de yacimientos con alta calidad, lo que genera precios altos en relación con el producto marginal. Este tipo de rentas se les llama rentas diferenciales. Las rentas también pueden obtenerse de restricciones monopólicas al acceso a las reservas o como consecuencia de las restricciones de producción, éstas últimas están más asociadas a la presencia de cárteles. La teoría muestra que las rentas pueden ser captadas por los Estados sin que esto afecte la producción. Con este objetivo es que los Estados utilizan herramientas íntegramente bajo su control como son los impuestos, la regulación y los derechos de propiedad que tienen sobre el subsuelo. La captura de rentas por el Estado no debiera verse obstaculizada siempre y cuando el productor cubra sus costos y obtenga un rendimiento que lo incentive a asumir los riesgos asociados al sector.

El sector petrolero también se caracteriza por tener altos costos hundidos, esto es, activos que por su propia naturaleza quedan inmovilizados antes de que la emprea recupere su inversión. Ejemplos de esto son los estudios sísmicos, la explotación y desarrollo de yacimientos y la construcción de oleoductos. El valor posterior de estos activos, una vez que se dedican al uso en cuestión, es muy bajo, con lo que el gobierno adquiere las “cuasi rentas”, esto es la diferencia del costo de oportunidad de los activos antes y después de ser hundidos en una inversión particular.

Formulación de Hipótesis

La reforma fiscal tiene un mayor impacto en las finanzas públicas si se analiza al sector energético en lugar de analizarse el poder recaudatorio del Estado.

Desarrollo de la Investigación 7

Encontrar el mecanismo óptimo que ayude a un Estado a obtener el mayor beneficio por la explotación de los recursos petroleros, es un gran reto. Como propietarios de éstos, el Estado tiene el derecho (y la obligación) de diseñar la estructura bajo la cual se explotarán. Cualquier gobierno puede decidir el tipo de participación que tendrán los particulares en el sector o bien, como el caso de México hasta antes de la reforma energética, dejarlos fuera. Sea cual sea la opción de participación privada que se elija, el régimen fiscal es el instrumento más valioso del Estado para administrar los recursos petroleros. Sin embargo, diseñar uno óptimo no es tarea fácil ya que en éste deben converger los intereses del gobierno y los de las empresas. Debe de diseñarse un régimen que propicie las inversiones pero sin dejar al Estado de esa importante fuente de ingresos. Debe pensarse en no ahogar a las empresas con impuestos onerosos pero debe de asegurarse el buen rendimiento por la explotación del recurso, propiedad del Estado. México y PEMEX. La producción de hidrocarburos representa aproximadamente el 5% del Producto Interno Bruto (PIB); el 18% de las exportaciones y más del 30% de los recursos del gobierno. Esto deja claro que la mayor influencia del sector es en las finanzas públicas. A pesar de que en México contamos con finanzas públicas sanas, su estructura de ingresos y de gasto no fomenta el crecimiento económico. Uno de los mayores problemas de la economía mexicana es la deficiente recaudación tributaria. Debido a esto, los ingresos del Gobierno Federal, dependen en gran medida de los ingresos petroleros. La dependencia cada vez mayor a los recursos petroleros pone en riesgo la estabilidad económica debido a la volatilidad de los precios del hidrocarburo. Aún y cuando la producción petrolera ha permanecido estable en los últimos 3 años, se requerirán fuertes inversiones y nuevos descubrimientos para mantener estos niveles de ingresos durante la próxima década. Esta situación, además, condena a PEMEX a una situación financiera débil.

Esta dependencia a los recursos petroleros se tiene desde hace poco más de veinte años. Comparado con otros países de la OCDE, México tiene la tasa de recaudación más baja. Las deficiencias estructurales que presenta la recaudación son incentivadas por la efectividad de PEMEX como una fuente de financiamiento público. Gráfica 1. Tasa de recaudación como porcentaje del PIB. Países de la OCDE.

60.0 48.1

50.0 40.0 30.0

44.2

43.2

42.9 37.1

37.1 31.0

28.2 21.4

31.7

31.6

35.5

25.9 19.7

25.1

20.0 10.0 0.0

Fuente: Elaboración propia con datos de Revenue Statistics 2012 Edition. OCDE.

En 2013, los Ingresos Presupuestarios del Sector Público fueron de 3,803,661.7 millones de pesos (mdp) y representaron el 18% del PIB2 . Los ingresos petroleros alcanzaron los 1,261,048.9 millones de pesos, es decir, 5.9% del PIB. Los ingresos petroleros están compuestos por dos rubros: los ingresos propios de PEMEX (482,316.4 mdp) y los transferidos al Gobierno Federal (778,732 mdp). La importancia de estos ingresos para el gobierno Federal queda expresa al considerar que, del total de sus ingresos, casi el 23% lo aportó PEMEX y el 79% provienen del pago de derechos a los hidrocarburos. Los ingresos petroleros del Sector Público son: 2

Estadísticas Oportunas de Finanzas Públicas. SHCP. Enero 2014.



Derechos a los Hidrocarburos. o Ordinarios. Pemex Exploración y Producción los paga diario a cuenta del pago anual calculado con base en la diferencia que resulta del valor del petróleo crudo y gas natural extraídos en un año y las deducciones permitidas. La tasa aplicada es del 71.5%. Para 2013 el pago total de estos fue por 861 millones 551 mil pesos. Además, deberá realizar un pago semanal de 4 mil 453 millones 880 mil pesos, el primer día hábil de cada semana. o Extraordinario sobre exportación de petróleo crudo. Grava los excedentes de exportación de petróleo. Se calcula aplicando el 13.1% al resultado de multiplicar la diferencia que hay entre el precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo y el precio estimado en la Ley de Ingresos de la Federación, por el volumen total de exportación acumulado de petróleo crudo. o Fondo de estabilización de ingresos petroleros. PEP paga anualmente una tarifa cuando el precio del barril sea mayor a cierto nivel establecido. La tarifa se aplica al valor anual del petróleo crudo extraído. o Fondo de investigación científica y tecnológica en materia de energía. Toda la producción extraída de petróleo crudo es gravada con una tasa. Esta se ha elevado en los últimos años al pasar de 0.15% en 2008 a 0.65% en 2012. o Para la fiscalización petrolera. Tiene una tasa de 0.003% sobre la producción total de petróleo crudo y gas natural extraídos.



Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS). Grava la venta de gasolinas y diesel para uso automotriz con un 30%. Es en este rubro en donde se refleja el subsidio a la gasolina otorgado por el Gobierno Federal.



Impuesto a los rendimientos petroleros. Se aplica una tasa del 30% a los rendimientos de PEMEX y sus organismos subsidiarios (excepto PEMEX Producción y PEMEX Exploración).

Tabla 1. Ingresos presupuestarios del Sector Público. Ingresos petroleros. 2013.

Ingresos petroleros (millones de pesos) Concepto

2013

PEMEX

482,316.4.4

Gobierno Federal

778,732.5

Derechos a los hidrocarburos

861,551.7

Ordinarios

789,057.8

Extraordinario sobre exportación de petróleo crudo

19,594.2

Fondo de estabilización

106,150.8

Fondo de investigación científica y tecnológica en materia de energía Para la fiscalización petrolera

8,440.8 41.5

Aprovechamiento sobre rendimientos excedentes

IEPS

-203,084.3

Artículo 2º.- A Fracción I

-222,751.4

Artículo 2º.- A Fracción II

19,667.1

Impuesto a los rendimientos petroleros

573.2 TOTAL

720,774.0

Fuente: SHCP. 2014.

II. BREVE ESQUEMA DE PROPUESTAS FISCALES Antes de analizar diferentes modelos fiscales que existen en el mundo, es importante conocer cuáles son las propuestas que los diferentes grupos políticos han hecho hasta ahora. GOBIERNO FEDERAL La propuesta del gobierno federal en materia energética se presentó en dos etapas. Primero, se presentaron las reformas constitucionales correspondientes a los nuevos esquemas de contratos para el sector y posteriormente, como parte de la reforma hacendaria, se presentaron todas las disposiciones correspondientes al régimen fiscal al que estarán sujetas tanto las nuevas empresas que participen en el sector, como Pemex así como el esquema de contratos propuesto. La propuesta se agrupa en tres puntos: 1. Régimen fiscal 2. Régimen de autonomía presupuestaria 3. Régimen de deuda de PEMEX Régimen fiscal Será aplicable a exploración y extracción y busca que Pemex alcance niveles óptimos de exploración, extracción e inversión y el Estado pueda obtener la renta petrolera de manera eficiente. Pemex tendrá un régimen fiscal como el de cualquier empresa contribuyente del ISR y se flexibilizará su carga fiscal adecuándola a las condiciones inciertas de precios, costos y retos operativos de la industria. 12

Un punto importante de la propuesta es que se le dará reconocimiento de costos reales a Pemex, esto beneficiará a la paraestatal ya que es sin duda uno de los principales obstáculos de desarrollo. La renta petrolera se compondrá de a. Regalías. Calculadas en proporción de los ingresos por ventas. b. Porcentaje de las utilidades determinado en cada contrato. Gráfica 2. Propuesta en materia fiscal.

Fuente: Proyecto de Ley de Ingresos de Hidrocarburos. Gobierno Federal. 2013.

Los contratos que se proponen son de utilidad compartida. En estos se establecerán las bases de los pagos que recibirá el Estado como ejecución de los contratos y de las contraprestaciones que se pagarán a PEMEX por la extracción de los hidrocarburos. El Estado recibirá de PEMEX un pago por parte de la contraparte del contrato mediante la aplicación de una cuota fija mensual. Adicionalmente, el Estado recibirá un porcentaje sobre el valor bruto de los hidrocarburos producidos. Finalmente, recibirá un porcentaje de la utilidad operativa que estará establecido en cada contrato. 13

Se prevé la creación de un fideicomiso que sea quien efectúe los pagos previstos en los contratos. Estará, además, obligado a publicar los precios, volúmenes e ingresos de cada contrato. 

Contratos de utilidad compartida

Pagos de los contratos. 1. Al Estado Mexicano: 

% del valor de cada hidrocarburo extraído en cada Área Contractual de acuerdo a las siguientes fórmulas: Al valor contractual del petróleo crudo: a)

5% cuando el precio del crudo sea inferior a 60 dólares por barril.

5% + (0.125%*(PCP- 60 dólares)) cuando PCPC sea mayor a 60 dólares. Gas Natural

PCGN * 1% (asociado)

0% cuando PCGN < a 5 dólares

entre 5 y 5.5 dólares por millón de BTU se aplicará la siguiente tasa:

Tasa = (Precio contractual – 5) * 60%/ Precio contractual del Gas Natural d)

PCGN * 1% cuando PCGN > 5.5 Condensados

5% PCC < 60 dólares por barril

5% + 0.125% * (PCC – 60 dólares) cuando PCC > 60 dólares por

barril 

Utilidad operativa

2. a PEMEX: 

Utilidad operativa



Costos, gastos e inversiones según fracción III artículo 18º

El Estado recibirá de PEMEX un pago mediante la aplicación de una cuota fija mensual por la parte del área contractual que no se encuentre en fase de extracción. El pago aumentará a partir del mes 61. El Estado recibirá un porcentaje sobre el valor bruto de los hidrocarburos producidos . Este porcentaje aumenta cuando lo hace el precio contractual. El porcentaje de la utilidad operativa se calculará para cada contrato de acuerdo a las siguientes fórmulas: La contraprestación estará compuesta por el porcentaje correspondiente para PEMEX de acuerdo a las fórmulas anteriores. Deducciones

Las deducciones propuestas son diferentes a las establecidas en la Ley del Impuesto sobre la Renta. Éstas serían: Impuesto sobre la Renta

Base de derecho ordinario sobre hidrocarburos

100% del monto original de las 100% monto original de inversiones inversiones

realizadas

para

la realizadas

para

exploración, recuperación secundaria y recuperación mantenimiento no capitalizable 16.7% del monto original de

exploración,

secundaria

mantenimiento no capitalizable las 16.7% del monto original de las

inversiones realizadas para el desarrollo inversiones

para

desarrollo

y explotación de yacimientos ya sean de explotación de yacimientos de petróleo petróleo crudo o gas natural

crudo o gas natural

5% del monto original de inversiones en 5% del monto original de las inversiones oleoductos, transporte

gasoductos, o

terminales, realizadas en oleoductos, gasoductos,

tanques

de terminales, transporte o tanques de

almacenamiento

Régimen de autonomía presupuestaria Dentro de este apartado las principales modificaciones van relacionadas al cobro de derechos. Se exceptuará a PEMEX de la aplicación general de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria. Se creará un nuevo Título Quinto en esta Ley para ubicar este nuevo régimen de autonomía presupuestaria.

Otro avance significativo en este sentido sería que PEMEX será quien determine su presupuesto, sin que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público intervenga. El condicionante para esto es que el presupuesto esté alineado con los Criterios Generales de Política Económica que establezca la SHCP. El dividendo estatal estará destinado a proyectos y programas de inversión y estará establecido en la Ley de Ingresos y Presupuesto. Régimen de deuda de PEMEX En este apartado, la propuesta del gobierno federal retoma el régimen para la contratación de deuda pública de PEMEX previsto en la Ley de Petróleos Mexicanos en 2008, la cual buscaba darle flexibilidad y autonomía en el manejo del presupuesto de PEMEX. Las características que se retoman: 1. Enviará a la SHCP su propuesta de financiamiento para ser incluida en el Programa Financiero conforme a las reglas aplicables 2. PEMEX tendrá la capacidad de realizar negociaciones y gestiones para acudir al mercado externo de dinero y capitales, ara obtener financiamiento y obligaciones de deuda sin necesitar autorización de SHCP Por otra parte, se hacen algunas modificaciones que se explican a continuación: 1. Dado que PEMEX está obligada a enviar sus planes de financiamiento a fin de ser incluidos en el Programa Financiero del Sector Público y que, el Congreso de la Unión aprueba anualmente su techo de endeudamiento, no se verá obligada a enviar a la SHCP los lineamientos de su endeudamiento para su aprobación. 2. PEMEX no deberá expedir las características de su endeudamiento ni registrar las operaciones de crédito. Esto último se propone debido a que, en los artículos 17

27 y 29 de la Ley General de Deuda Pública PEMEX está obligada a cumplir con este registro. 3. Por último, se retira la propuesta de los bonos ciudadanos por ser ciertos aspectos de su emisión incompatibles con el régimen vigente de la Ley del Mercado de Valores y porque se consideró que los objetivos originales de su concepción no son aplicables al contexto actual. PARTIDO ACCIÓN NACIONAL El Partido Acción Nacional (PAN) identifica al esquema fiscal actual de Pemex como uno de los principales obstáculos para desarrollar al máximo sus capacidades ya que, no le permite “detonar esquemas de inversión y coinversión en zonas estratégicas de exploración y explotación de petróleo y de hidrocarburos”.3 El PAN propone un régimen de concesiones y está encaminada a volver más eficiente el gobierno corporativo de Pemex para que, junto con un adecuado régimen fiscal permitan maximizar la renta petrolera. Los derechos que se pagarían serían definidos con base en el riesgo, los precios del petróleo, el tipo de yacimiento, los recursos que contenga y las necesidades de inversión de Pemex. Se propone que los recursos adicionales obtenidos por la disminución de los derechos sean administrados por el Fondo Mexicano del Petróleo, que se encargaría de administrar la renta petrolera y obtener su “máximo beneficio”.

PARTIDO DE LA REVOLUCIÓN DEMOCRÁTICA

Propuesta de reforma energética. Partido Acción Nacional. 2013.

El Partido de la Revolución Democrática (PRD) plantea su reforma energética en ocho ejes entre los que incluye el cambio en el régimen fiscal, la autonomía presupuestal y de gestión de Pemex. El PRD propone modificaciones a la Ley de Petróleos Mexicanos para que Pemex cuente con autonomía presupuestal, autonomía de gestión y un gobierno corporativo más ágil, robusto e independiente.

Como parte de esto último, se propone modificar la

integración del Consejo de Administración de Pemex, eliminando la participación en él del Secretario de Hacienda y Crédito Público y de representantes del Sindicato de Trabajadores Petroleros. Como parte de la autonomía de gestión propuesta, los presupuestos de Pemex serán incorporados sin modificaciones, al Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación, sin que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) pueda modificarlos. En cuanto al cambio en el régimen fiscal, el PRD propone “despetrolizar” las finanzas públicas a través de una reforma hacendaria integral, esto es, reducir la tasa del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos de 71.5% actual a 62.5% al término de la actual administración. En cuanto a deducciones, se propone aumentar el valor del barril de crudo a 8.00 dólares (actualmente es de 6.50 dólares). En cuanto al gas natural, se aumentaría de 2.70 a 3.00 dólares por cada mil pies cúbicos de la molécula. El pago del Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos se haría de forma mensual y no diario y semanalmente como se hace actualmente.

III. MODELOS INTERNACIONALES 19

A partir de las propuestas de reforma y, particularmente los esquemas fiscales presentados por los tres principales partidos políticos, se presenta a continuación un análisis de aquellos esquemas internacionales que se adecúen a estos. Este ejercicio pretende mostrar cómo funcionan estos esquemas en otras partes del mundo. Es importante mencionar que las características propias de cada país no aseguran que, al implementarse uno u otro esquema, los resultados serán los mismos, sin embargo, conocer otras experiencias muestran qué se hizo bien y porque no, qué se ha hecho mal en otros lados. Dado que, en la iniciativa del Partido Acción Nacional no se encuentra especificado el régimen fiscal al que estarían sujetas las concesiones que proponen, se decidió tomar ejemplos en los que, las concesiones son el medio de participación privada en la industria petrolera. Noruega y Colombia ilustrarán cómo funcionan los regímenes fiscales bajo este modelo. NORUEGA Se toma a Noruega como un caso de éxito en el manejo del sector petrolero ya que tiene una fusión de mecanismos que le ha permitido obtener el máximo valor económico al sector comparado con lo que se podría obtener únicamente de la venta de gas y petróleo. Es además, un modelo a seguir por su marco institucional y el impacto que éste tiene en el desarrollo del país. Se puede decir que el caso noruego es un modelo que busca potencializar al máximo las ventajas que ofrece el petróleo. Desde 1975, el petróleo pertenece a la nación pero el marco institucional facilita que las empresas petroleras internacionales, los recursos económicos extranjeros y los profesionales del sector se enfoquen en su explotación, siempre teniendo como objetivo obtener beneficio para la población y que exista un adecuado sistema de incorporación de reservas.

Los recursos obtenidos del sector petrolero son transferidos a la población en el sistema educativo, infraestructura, cuidado del medio ambiente y en fondos para el retiro. El modelo noruego ha sido un instrumento fundamental para transformar la riqueza petrolera en desarrollo social y económico en aquel país.

Régimen fiscal para empresas petroleras El Estado noruego obtiene sus ingresos del sector petrolero por dos vías: participando en las actividades petroleras (a través dela empresa petrolera estatal Statoil) y por los impuestos que cobra a los participantes de la industria. El régimen fiscal noruego se puede resumir en: un impuesto general al ingreso del 28% cobrado a todas las empresas independientemente del sector al que pertenezcan y un Impuesto Especial del 50% al ingreso obtenido por actividades petroleras, es decir, a las empresas participantes en el sector petrolero se les cobra una tasa impositiva del 78%. Además, existen impuestos ambientales como el cobrado al CO2 y al NOx pero estos son menores. Anteriormente se cobraban regalías por la explotación de yacimientos, sin embargo, se han eliminado, con lo cual, ahora el Estado recibe ingresos únicamente por el cobro de impuestos sobre las utilidades. Esto se fundamenta en que el Estado obtiene una alta participación del valor de los recursos petroleros a través del cobro de impuestos. La clave en el régimen fiscal noruego a empresas petroleras, está en las deducciones, depreciaciones e incentivos que éstas tienen al explotar el recurso.

Una manera muy simple de ver el régimen fiscal noruego es la siguiente4: + Ingresos operativos - Costos de operación - Depreciaciones (lineal por 6 años en inversiones en instalaciones para producción y ductos) - Gastos de exploración, I & D, tapón de abandono y remoción - Impuestos ambientales - Costos de distribución = Base gravable general (28%) - Uplift (7.5% de la inversión por 4 años) = Base gravable del impuesto especial (50%) El objetivo del régimen fiscal noruego es principalmente obtener la renta petrolera, al mismo tiempo que se asegura un retorno suficientemente atractivo para que los inversionistas se sientan atraídos para desarrollar la industria. Esa, junto con el buen manejo de los ingresos públicos por el petróleo, podría decirse que es la clave del éxito noruego del sector petrolero. La base del régimen fiscal noruego es que, al implementarse concesiones para la producción del recurso, la participación de los organismos públicos únicamente es a través de la legislación y la regulación. El Estado tiene el derecho de modificar el régimen fiscal, es decir, puede incrementar o reducir tasas. Bajo esta perspectiva, es muy importante que los inversionistas perciban al Estado como una contraparte confiable, es por esto que, la legislación noruega establece que las inversiones no son sujetas a retroactividad de la ley fiscal y que, en caso de darse una expropiación de la propiedad privada, se deberá dar una compensación total a la empresa inversionista.5

4 5

Norwegian Petroleum Taxation. Jan B. Jansen & Joachim M Bjerke. BAHR. 2012. Ibid.

La encargada de llevar a cabo todo el proceso de tasación en Noruega es la Oil Taxation Office. Su labor está involucrada en la exploración, la producción así como de la transportación petrolera. Debido a que, la diferencia en el pago de impuestos entre las empresas petroleras y el resto es muy alta, está muy bien establecido cuáles actividades son las que deberán ser gravadas con el impuesto especial. Estas especificaciones están contenidas en la sección 5 de la Petroleum Tax Act (PTA) que establece que “cualquier ingreso derivado de la producción de petróleo, su tratamiento y la distribución por ductos es sujeta al impuesto especial”.6 Este es aplicado con las mismas reglas de la General Tax Act (GTA), complementado con las reglas establecidas en el PTA. Es aplicado sobre el ingreso neto con una deducción como estímulo, que es una deducción básica del impuesto especial. 

Deducciones y depreciaciones

Como se mencionó arriba, en un régimen fiscal con un impuesto tan alto como es el del 78%, las deducciones son un aspecto muy importante del sistema impositivo. Como regla general, todos los costos incurridos para obtener el ingreso gravable, son deducibles. Adicionalmente, para el impuesto especial, se requiere que los costos estén conectados a la producción, tratamiento y transportación. Esto es, que todos los costos incurridos en operación, mantenimiento, tarifas de transportación, instalaciones, entre otras, son deducibles. Los costos de exploración son deducibles al momento de realizarse, sin importar si éstos derivan en descubrimientos con potencial de comercialización para los siguientes años. Los costos en investigación y desarrollo (I&D) son deducibles a menos que estén relacionados a proyectos específicos que posteriormente se convertirán en activos, en este caso, se deberán capitalizar y depreciar.

Ibid.

La diferencia entre los costos deducibles y las inversiones sujetas a depreciación, es importante. Si un costo traerá consigo un beneficio al contribuyente en el futuro, la regla principal es que se considerará una inversión que debe ser capitalizada por lo que debe ser depreciada a lo largo del tiempo.7 En el régimen fiscal general, los activos físicos son depreciados en un sistema decreciente con diferentes tasas para diferentes categorías de activos. Las tasas van del 2% anual en edificios al 30% en máquinas de oficina e inversiones similares. Dentro del PTA hay reglas particulares para la producción e instalaciones de ductos. Éstas serán depreciadas a una tasa del 162/3% anual a partir de que la inversión fue realizada. Algunos activos físicos son sujetos a las reglas de depreciación de la GTA, aún y cuando están conectados a actividades empresariales sujetas al impuesto especial. En 2007 se modificaron las reglas de deducción de costos financieros. La fórmula que se utiliza para este fin es la siguiente: Cargos deducibles = (0.5*impuestos en libro del valor fuera de costa por año) / (promedio de los intereses de la deuda). El petróleo en las finanzas públicas de Noruega

El gobierno noruego recibe ingresos significativos por las actividades petroleras. En 2012, el 26% de sus ingresos provinieron de este sector8. La venta de petróleo, gas natural y la transportación por ducto fue del 50% del total de las exportaciones. Las empresas petroleras son una figura importante en la recaudación noruega. Una empresa como TOTAL E&P Norge AS, reportó el pago de impuestos por 7 8

Ibid http://www.npd.no/en/Publications/Facts/Facts-2012/Chapter-3/

aproximadamente 21 billones de coronas noruegas, el equivalente a 3,500 millones de dólares. Los impuestos directos del sector petrolero que recibió el Estado se estiman en 155.6 billones de coronas noruegas, en comparación con los 189 billones obtenidos por el Impuesto al Valor Agregado. Es innegable la importancia que el sector petrolero tiene dentro de las finanzas públicas, sin embargo, al ser su influencia por la vía de la recaudación, esta industria contribuye al desarrollo y crecimiento del país. La clave es, como en cualquier presupuesto público, la utilización de los recursos obtenidos. Los ingresos públicos, independientemente del sector que se obtengan, son redistribuidos en la población a través de servicios públicos de calidad.

COLOMBIA A pesar de que no se puede hablar de Colombia como una economía petrolera, la participación de esta industria en el desarrollo del país y en las finanzas públicas es importante. La estructura de las entidades públicas que participan en el sector petrolero se estipuló en la Constitución de 1991. El Estado no interviene de manera directa sino que establece normas y reglas de participación de los agentes. En este sentido, el Estado funge como facilitador, promotor y fiscalizador de la actividad minera. En Colombia se otorgan concesiones para la explotación de la industria petrolera, además de que el Estado tiene el derecho de cobrar regalías. El monto, distribución y uso de las regalías está establecido en la ley.9

La economía petrolera en Colombia. Marco legal-contractual y principales eslabones de la cadena de producción). Enrique López, Enrique Montes, Aarón Garavito, María Mercedes Collazos. 2012

Gráfica 3. Principales entidades del sector.

Ministerio de Minas y Energía

Sector de Hidrocarburos

ANH

Contratos de Concesión Moderna

Ecopetrol

Asociaciones y Concesionarios

Fuente: Elaboración propia con base en La economía petrolera en Colombia. Marco legal-contractual y principales eslabones de la cadena de producción). Enrique López, Enrique Montes, Aarón Garavito, María Mercedes Collazos. 2012

En 2003 se dieron modificaciones en la forma de participación del gobierno en el desarrollo de la industria petrolera y se abre la posibilidad de dar contratos. Además se modifica el esquema institucional regulatorio, quitando estas atribuciones a Ecopetrol y creando la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Este organismo es el encargado de asignar las áreas a explotar y explorar así como de recaudar las regalías y las compensaciones monetarias que corresponden al Estado por estas actividades. Además, la ANH se encarga de distribuir estos recursos a las entidades públicas que tienen derecho sobre ellos. 10 El papel de Ecopetrol se modificó en 2004, cuando se anunció que su participación no sería obligatoria en las áreas abiertas. Adicionalmente, se modificó su estructura convirtiéndola en una sociedad pública por acciones. Este paso, liberó al Estado de ser administrador de los recursos petroleros. En 2007, Ecopetrol cotiza desde 2007 en la Bolsa de Valores de Colombia y desde 2008 en la Bolsa de Nueva York.

Régimen fiscal para empresas petroleras En Colombia, el Estado es propietario de los recursos, por lo que recaudan ingresos que generen éstos.

Ibid

En Colombia se identifican tres etapas de evolución de los contratos: de 1905 a 1969 concesiones, de 1979 a 2003 contratos de asociación y de 2004 a la fecha nuevamente concesiones.11 Nos centraremos en la descripción del régimen fiscal del último, que es el actual. La creación de la ANH, como se mencionó, significó el traspaso de las actividades regulatorias de Ecopetrol a este nuevo organismo. Unos meses después de la creación de la ANH, se modificaron los contratos existentes en aquel momento y se cedió el paso a las concesiones. En estos, el 100% de la producción va a los contratistas, pero a cambio deben pagar regalías e impuestos al Estado. Se pusieron en marcha dos tipos diferentes de concesiones: 1. Contrato de exploración y producción. a. Duración. Exploración: 6 años con prórroga de hasta 4 años. Evaluación: 1-2 años con prórroga de hasta 2 años. Explotación: 24 años por yacimiento, con prórroga. b. Operaciones. El contratista tiene autonomía y responsabilidad y la ANH da seguimiento a sus actividades. Después de regalías, la producción es del contratista. Las regalías son escalonadas. Además, los contratistas pagan impuesto y un pago eventual de 30% sobre las ganancias excedentes del precio. 2. Contrato de evaluación Técnica. Estos contratos se asignan para obtener información sobre la presencia de hidrocarburos en un área específica. La duración de estos contratos es de hasta 18 meses. El régimen fiscal de este nuevo contrato fue una combinación de regalías y de impuesto sobre la renta.

Ibid

Las regalías a pagar se calculan de acuerdo a lo estipulado en el artículo 16 de la Ley 756 de 2002 en el cual se establecen los siguientes porcentajes:

Producción

(KBPD)* <5

> 5 < 125

> 125 < 400

> 400 < 600

> 600

* KBPD= producción diaria promedio al mes de un campo (miles de barriles por día)

¨x = 8+(producción KBPD – 5 KBPD)*0.10 ^y=20+(producción KBPD - 400 KBPD)*0.25

Además de las regalías se pagan cuatro diferentes derechos económicos: 1. Derechos por el uso del subsuelo y la sub-superficie 2. Derechos por la explotación (incluyendo la fase de evaluación) 3. Derecho de Participación 4. Derecho por cantidades o precios altos Los impuestos aplicados al sector petrolero, son el impuesto sobre la renta, con una tasa de 33%; los impuestos indirectos como el impuesto al valor agregado (IVA), impuestos a las importaciones, impuesto de timbre, de registro, a la participación accionaria y el impuesto a las transacciones financieras.

Se utilizaron los dos ejemplos anteriores para ejemplificar la propuesta del Partido Acción Nacional. Al no contar esta iniciativa con una propuesta concreta de régimen fiscal para el sector petrolero, se utilizaron ambos ejemplos para describir dos diferentes regímenes bajo una misma figura: la concesión. Ahora, el Partido de la Revolución Democrática ha centrado sus propuestas en PEMEX al proponer una mayor autonomía de gestión así como un régimen fiscal diferente, que le dé posibilidad de maniobrar y de decidir sobre el uso de los recursos, sin embargo, no aprueban la participación de las empresas privadas en ninguna forma ni bajo ningún contrato. Por esta razón y, al ser muy pocos los países con nula intervención privada y a l estar bajo un contexto político muy diferente y poco comparable con la situación mexicana, se decidió analizar únicamente el régimen fiscal de la empresa petrolera pública de Brasil, es decir Petrobras. BRASIL/PETROBRAS El presidente Getulio Vargas fundó en 1953 Petrobras con el objetivo de explotar los recursos petroleros del país. Inició sus actividades con los activos del Consejo Nacional del Petróleo, que, una vez fundada Petrobras, fungió como organismo fiscalizador del sector.12 Desde el inicio de sus operaciones y hasta 1997, Petrobras tuvo la exclusividad en las actividades de exploración y producción de petróleo y de las vinculadas al crudo, gas natural y derivados. Las únicas actividades que no estaban bajo esta exclusividad era la distribución mayorista y la comercialización de productos a escala minorista en las estaciones de servicio. Una vez eliminado el monopolio estatal, se incorporó la figura de las concesiones. A través de éstas se permitía la entrada de particulares al sector. Bajo este régimen, los concesionarios están autorizados a explorar en una cierta área asumiendo tanto el riesgo como el costo y deben, además, pagar al Gobierno por este derecho13.

12 13

Gobal oil and gas tax guide. Ernst & Young. 2012.

Régimen fiscal Petrobras es gravado de igual modo que el resto de las empresas petroleras participantes en Brasil. Todas son sujetas a una tasa de hasta el 34% de impuesto sobre la renta que es igual independientemente del tipo de concesión y de las siguientes recaudaciones por parte del gobierno:14 Bono a la firma. Es la cantidad ofrecida al momento de realizar la propuesta para obtener la concesión. No debe ser menor a la cantidad fijada por la Agencia Nacional del Petróleo (ANP) en el anuncio de salida. Esta cantidad debe ser liquidada a la fecha de la firma del contrato de concesión. Regalías. Se pagan mensualmente a partir de que inicia la producción comercial del campo concesionado. Es el 10% de la producción de petróleo o gas natural. En algunos casos en donde la ANP señale que existe riesgo geológico, de expectativas de producción o algún otro riesgo, el porcentaje se reduce a 5%. Participación especial. Aplica únicamente a las concesiones que tengan altos volúmenes de producción o rentabilidad. Son tasas progresivas que se aplican a la producción neta trimestral de cada campo y van del 10 al 40% según el volumen, ubicación del yacimiento, años de producción Pago por la ocupación o retención de áreas. Esta tasa está ligada al tamaño de la superficie concesionada; a la etapa en la que se encuentre la concesión (explotación, producción) y al número de días de validez de la concesión. En los contratos de producción compartida, los pagos realizados al gobierno son únicamente el bono a la firma y las regalías. Estas últimas no integran el costo del petróleo sino se calcula con base en el excedente de la producción petrolera. Los criterios mínimos estarán acordados por el ministerio de Energía y Minas en la subasta inicial.

Para ver detalles de tasas y volúmenes de producción ver Decreto 2705 referente a la Ley Nº 9478 del gobierno de Brasil.

Hay otra cuota pagada al dueño de la tierra que es efectiva para ambos tipos de contrato. Esta cuota no es recibida por el gobierno.

Deducciones Como regla general, los activos fijos se deprecian basados en la regla de “vida útil”. Las empresas de upstream pueden depreciar aquellos activos fijos relacionados a las actividades establecidas en la concesión o en el volumen producido en relación al total del petróleo o gas en la reserva cuando la vida útil es menor a los plazos definidos en la Receita Federal do Brasil .

VII. Conclusiones y recomendaciones



El régimen fiscal debe ser simple y asegurar cierto nivel de ingresos al Estado.



Los inversionistas deben ver al Estado como un “compañero” en el que se puede confiar. Esto, aunque difícil, se puede lograr estableciendo un régimen fiscal que, a lo largo del tiempo sea atractivo pero además, manteniendo un marco legal y regulatorio estable para la industria.



Los inversionistas no tomarán riesgos sin tener un contexto favorable.



A pesar de que aún es una industria que tendrá desarrollo en las siguientes décadas, el petróleo irá perdiendo relevancia en la industria y es probable que los cambiso tecnológicos desplacen a esta fuente de energía por otras más limpias, por esta razón, los Estados deberán buscar alternativas a tiempo para no entrar en emergencia por el desabastecimiento del crudo o la baja en el precio por la menor importancia.

IX.- Bibliografía Gobal oil and gas tax guide. Ernst & Young. 2012. La economía petrolera en Colombia. Marco legal-contractual y principales eslabones de la cadena de producción). Enrique López, Enrique Montes, Aarón Garavito, María Mercedes Collazos. 2012 http://www.npd.no/en/Publications/Facts/Facts-2012/Chapter-3 Norwegian Petroleum Taxation. Jan B. Jansen & Joachim M Bjerke. BAHR. 2012 Propuesta de reforma energética. Partido Acción Nacional. 2013 Proyecto de Ley de Ingresos de Hidrocarburos. Gobierno Federal. 2013. Estadísticas Oportunas de Finanzas Públicas. SHCP. Enero 2014 Manzano, O. Y F. Monaldi. “The Political Economy of Oil Production in Latin America”, Economía. Vol 9, No 1

Documentos de Trabajo es una investigación de análisis de la Fundación Rafael Preciado Hernández, A. C.a petición del Partido Acción Nacional. Registro ante el Instituto Nacional de Derechos de Autor en trámite. Fundación Rafael Preciado Hernández, A.C. Ángel Urraza No. 812, Col. Del Valle, C.P. 03100, México, D. F