El 28 de julio vence el plazo de 180 días fijado para revisar los contratos petroleros suscritos por Venezuela con empresas internacionales. Quienes no logren migrarlos antes de esa fecha no perderán sus derechos, pero podrían quedar fuera de los nuevos beneficios fiscales previstos en la reforma legal.

La reforma fijó 180 días para revisar los acuerdos vigentes

La reforma a la ley, publicada el 29 de enero en la Gaceta Oficial Extraordinaria N. 6.978, dio a las autoridades un lapso de 180 días para evaluar y adecuar los negocios petroleros vigentes. El proceso incluye empresas mixtas, contratos de participación productiva, acuerdos de servicios y alianzas estratégicas técnico-financieras.

Ese ajuste, sin embargo, no se traduce automáticamente en la pérdida de derechos para las empresas que no completen la migración a tiempo. El impacto estaría en el acceso a los incentivos fiscales establecidos en la reforma.

La falta del reglamento mantiene la revisión en incertidumbre

Uno de los principales obstáculos es que todavía no hay certeza sobre la existencia del reglamento de la reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, que debe precisar cómo se hará la revisión de los contratos. La emergencia nacional por los terremotos ocurridos el 24 de junio complica aún más que ese documento esté listo en la fecha prevista.

Sin ese instrumento, las empresas no pueden saber con precisión qué implica migrar ni qué reciben a cambio. El reglamento debe definir los criterios para modificar contratos, autorizar rebajas de regalía, impuesto integrado e Impuesto Sobre la Renta (ISLR), y establecer las condiciones económicas aplicables a cada tipo de proyecto.

Los contratos no son públicos y el nuevo esquema fiscal aún no se mide

Las condiciones de los contratos firmados con multinacionales como Repsol, Chevron, BP o Shell no se han hecho públicas. Sin acceso a esos documentos, no es posible comparar modelos, compromisos de inversión ni tratamiento fiscal por proyecto.

El sector privado estima que el government take —indicador que mide la porción de las utilidades que recibe el gobierno de un proyecto petrolero o minero— podría bajar del 94% actual a 77% en campos maduros, 54% en greenfields y 68% en desarrollos costa afuera. Pero esas cifras siguen siendo proyecciones a la espera del reglamento, los contratos definitivos y la lista de empresas que acepten la migración, según Petroguía.