Régimen Fiscal de Petróleo y Gas: Bolivia en perspectiva comparada

Fernando Navajas

Economista Jefe de FIEL, Argentina

La Paz, 28 de Abril de 2005

FUNDACION DE

I NVESTIGACIONES

ECONOMICAS

LATINOAMERICANAS

Preguntas iniciales de la convocatoria

1. Como se compara el régimen fiscal existente en Bolivia con los vigentes en otros países, especialmente Argentina, Brasil y Perú

2. La afirmación de que los impuestos son “bajos e injustos”

3. El impacto de los aspectos geológicos/logísticos/distancia a mercados sobre la racionalidad del régimen actual y del propuesto.

4. La afirmación de que el régimen es el más pesado y oneroso del hemisferio

5. Como afectaría el régimen propuesto a la competitividad y viabilidad del gas natural boliviano en los mercados regionales.

Planteo y presentación 1. Que elementos tienen los regímenes fiscales y como se mide

la carga tributaria sobre el sector de up-stream en el mundo y en la región.

2. Importante aclarar la definición de los beneficios del negocio petrolero y la correcta medición de la participación del gobierno.

3. Donde esta Bolivia en la “distribución” y como luce el régimen actual en comparación con otros. El desempeño del régimen fiscal en la “teoría” versus en la “práctica”.

4. Calificaciones a las observaciones basadas en tipo de productos (Gas vs. Petróleo), la logística, la dinámica del régimen, el tratamiento de campos marginales.

5. Los cambios que trae el régimen propuesto y los problemas que implica.

Los temas son más amplios que cómo recaudar la renta

1. Inversiones y crecimiento productivo, que involucra el uso de tecnologías modernas que garanticen un desarrollo sostenible.

2. Generación de beneficios económicos de la extracción de los recursos naturales para ser apropiados, gastados o reinvertidos por la sociedad.

3. Régimen fiscal-tributario para la recaudación de la renta petrolera.

4. Régimen fiscal-asignativo para la distribución o descentralización de la renta petrolera.

5. Régimen fiscal-económico general para la utilización, ahorro o reinversión de la renta petrolera basado en el desarrollo sostenible

6. Cada una de estas dimensiones se abre a su vez en varios tópicos.

Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas: ¿Qué es y cómo se mide la participación fiscal?

1. Los países compiten por atraer inversiones que les permitan explotar sus recursos, diseñando regímenes que balanceen incentivos y la recaudación fiscal

2. La inversión da lugar a beneficios definidos como los ingresos por ventas menos los costos totales de producción.

3. De estos beneficios surgen la remuneración a las inversiones (ganancias) y la participación fiscal que equivale a la renta del recurso natural.

4. La parte del Gobierno o “Government Take” es la participación fiscal en los beneficios y se representa por el ratio de la recaudación tributaria sobre el cash-flow (ingresos menos costos).

5. Cuando se dice que la recaudación participa en un 50% de los ingresos por ventas o en el precio del petróleo o el gas, en realidad se está hablando de un % mucho más alto en la definición del “Government Take”.

Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas: ¿Qué dice la evidencia sobre la “participación fiscal”?

1. Un estudio del Banco Mundial en 1995 tomo datos de 226 regímenes fiscales en 144 países.

2. Midiendo bajo supuestos de precios y costos similares en el mundo clasificó a los regimenes desde “muy favorables “ hasta “muy duros” para la inversión privada.

3. Para la mayoría de los países, la participación fiscal o Government Take oscila según ese estudio entre un 40% y un 85% del cash-flow (beneficios). En América Latina va de 25% a 85%.

4. Esta participación varia según el interés por atraer inversiones y según la región. Los países tratan de parecerse a los de la región a la que pertenecen. Es decir lo que hacen los vecinos es importante.

5. “Muy favorable/favorable”:Argentina y Perú. “Promedio”: Trinidad y Tobago.“Duro/Muy Duro”: Ecuador y Venezuela

Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas: ¿Qué mezcla de instrumentos existen para recaudar?

1. Hay dos grandes divisiones que son los impuestos a la producción (Regalías) y los impuestos a los ingresos (Ganancias,etc.)

2. Pero en realidad existe una gradiente de instrumentos más amplio

1. Bonos o cánones2. Regalías3. Participación en la producción4. Impuesto a la renta5. Impuesto especial a la renta6. Impuesto a la repatriación de fondos

3. Las regalías son más rígidas (y “regresivas” a la producción) que los impuestos directos.

4. Todos los países tienen alguna mezcla de instrumentos.

Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas: ¿Qué mezcla de instrumentos existen para recaudar?

Regalias Impuestos Directos Otros Directos

Argentina 12% Ad-valorem Ganancias: 35% Canon: valores por km2, según explotación o producción

Bolivia 18% Ad-valorem (Art 50) 13% Ad-valorem (Art 51) 7% Ad-valorem (Art 72)

Ganancias Corporativas: 25% Ganancias adicional: 25% para actividades de recursos no renovables

Específicos sobre hidrocarburos: 1% sobre ventas, tarifas de transporte y distribución de gas.

Brazil 10% Ad-valorem (reducible al 5% por ANP) Ganancias: 25% Adicional sobre los beneficios: 10%

Participación especial: alícuotas marginales entre 0 y 40% (en funcion del volumen de producción) Bono de Firma: Pago por licitación. Pago por ocupación y retención de área: Valores unitarios por km2 según explotación, exploración o desarrollo.

Colombia 10 a 25% Ad-valorem dependiendo de la media de producción del periodo.

Ganancias: 35%

Ecuador Dependen del volumen de producción: 12% Alícuota mínima 14% 30.000<Prod<60.000 b/d. 18% mínimo si Prod>60.000 b/d,

Ganancias 44% (si se reinvierten es 25% sobre el monto invertido) Pago adicional por exceso de producción: 3% sobre 30.000 b/d, y 1% adicional por cada 10.000 b/d, hasta max de 30%.

Peru Según se establezca el % en el contrato. Entre 5% y 35% según esquema

Ganancias: 30% Renta Mínima: 1.5% sobre activos netos

Trinidad y Tobago

Crudo: 12% en promedio Gas: bastante mas bajas definidas en cada contrato de Producción Compartida.

Ganancias: 35% Adicional sobre beneficios: 5% (0% en Gas)

Suplemento al Petróleo: Entre 0% y 38% (en función del precio)

Venezuela 16.6% Ad-Valorem Ganancias: a) Empresa Estatal: 67.7%. b) Empresas asociadas 34%.

Especificos: a.Exploración 2 Bs año ha. b.Explotación Inicial 8 Bs año ha. c.Sobre la superficie 5 s 30 Bs por ha.

Fuente: ARPEL (2005) Hydrocarbon Legal Study.

Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas: Las formas de medición comparativas son imperfectas

1. Medir ingresos por barril de petróleo equivalente es imperfecto porque no contempla las diferencias en gas y las oscilaciones del precio del petróleo.

2. Medir ingresos sobre ingresos por ventas es imperfecto porque no mide bien el Government Take al ignorar los costos.

3. Medir Government Take es difícil e imperfecto porque no hay información de costos única o representativa.

4. En todos los casos medir la recaudación observada es imperfecto porque no tiene en cuenta que existen deducciones transitorias por inversiones realizadas.

5. Otros problemas dependen de imputación de precios correctos, costos de transporte, impuestos indirectos y otros impuestos no desgravables o trasladables, impuestos al comercio exterior, etc.

Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas: Estudio reciente que mira ingresos fiscales por barril

Estudio Comparativo PNUD/Bco Mundial/ESMAP (2005)Ingresos Fiscales Petroleo y Gas por Barril Equivalente(*)

- USD/Bl. -

0

2

4

6

8

10

12

14

Bolivia Colombia Ecuador Perú

Promedio último

(*) Estudio Comparativo sobre la Distribución de la Renta Petrolera en Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú. PNUD. 2005.

Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas: ¿Qué participación de los ingresos por ventas?

(Bolivia con el régimen actual)

Petróleo y Gas: Recaudación Fiscal sobre Valor Estimado de la Producción(1998 - 2003)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

ECUADOR BOLIVIA BRASIL VENEZUELA PERÚ ARGENTINA TRINIDAD YTOBAGO

COLOMBIA

% d

e lo

s In

gres

os p

or V

enta

s

Promedio Último año

Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas: Bolivia en perspectiva

1. No luce mal en una medición comparativa de impuestos legislados y de ingresos/ventas

2. Sin embargo hay evidencia de que “en la práctica” el régimen fiscal de hidrocarburos ha sido exitoso en inversiones pero ha tenido poca dinámica recaudatoria (informe IMF, Abril 2005).

3. El Government Take (Ingresos/ Beneficios o Cash-Flow) en Bolivia en la práctica ha sido menor que en la teoría.

4. Las inversiones y el régimen de impuestos directos han permitido desgravaciones con efectos “transitorios” que son juzgados como permanentes.

5. La reforma reciente estaría “moviendo” a Bolivia hacia los valores máximos de Government Take (del orden del 80%) dependiendo del tratamiento al nuevo IDH.

Respondiendo a las Preguntas de la Convocatoria

1. Como se compara el régimen fiscal existente en Bolivia con los vigentes en otros países, especialmente Argentina, Brasil y Perú. Bien en teoría, pero débil en el desempeño.

2. La afirmación de que los impuestos son “bajos e injustos”. Debida a la desgravación por las cuantiosas inversiones.

3. El impacto de los aspectos geológicos/logísticos/distancia a mercados sobre la racionalidad del régimen actual y del propuesto. No puede tomarse como un caso petrolero, la distancia y el mercado de gas importan.

4. La afirmación de que el régimen es el más pesado y oneroso del hemisferio. No se sustancia en los datos, pero hacia eso se dirige la reforma.

5. Como afectaría el régimen propuesto a la competitividad y viabilidad del gas natural boliviano en los mercados regionales. Debilitaría la competitividad del país seriamente.