Impuesto a la Ganancia Súbita
 

Enrique R. González Porras (*)
enriquergp@yahoo.es
 

La propuesta presidencial tiene “sentido” político (recordemos que nos encontramos en año electoral), sin que ello signifique que se sugiera algo muy distinto a lo que se ha venido aplicando en el mercado petrolero venezolano y mundial en general.

Primero que nada, debe decirse que por lo general el Estado como propietario de la riqueza en el subsuelo, tendría por interés que tal riqueza sea explotada o extraída de la forma más eficiente, garantizándose altas rentas. Así las cosas, por razones de propiedad sobre las tecnologías y por problemas de accountability público, al propio Estado podría convenirle que sean privados los agentes económicos que exploten y extraigan los hidrocarburos.

Segundo, en Venezuela ha operado esquemas impositivos del tipo tarifas en dos partes (two-part tariff) justamente para intentar extraer la mayor porción de los beneficios generados, toda vez que los precios se fijan en el mercado y no vía un monopolio absoluto. En el caso que el Estado pudiera fijar el precio final de los hidrocarburos solo tendría que fijar un precio de venta de los hidrocarburos a las empresas extractoras igual al costo marginal (supongámoslo cero) mientras fijaría la parte fija (royalty) igual a los beneficios generados por los agentes privados extractores de los hidrocarburos. En este último caso bastaría con imponer una restricción vertical del tipo Resale Price Maintenance (RPM) y un franchise fee.

González Porras, E.R.: "Impuesto a la Ganancia Súbita" en Observatorio de la Economía Latinoamericana Nº 93, febrero 2008. Texto completo en http://www.eumed.net/cursecon/ecolat/ve/

Los precios se fijan en el mercado por medio del “libre” juego de la oferta y la demanda, donde es justo decir que las demandas de las economías líderes como la China y la Americana, (así como otras potencias económicas) y la oferta parcialmente cartelizada por la OPEP, desempeñan un papel determinante. Por ello, la aplicación en el sector petrolero de tarifa en dos partes se diferencia un poco del caso tradicional de un monopolista aguas arriba que aplica una tarifa en dos partes aguas abajo, conjuntamente con un RPM para evitar problemas de doble-marginalización.

Un paquete compuesto por impuestos sobre el precio e impuestos sobre la renta, o equivalentemente de un royalty y de un precio variable, lo que busca justamente es promediar panoramas de fluctuación entre bajos márgenes, por bajos precios y/o bajos impuestos sobre la renta y un escenario opuesto.

¿Qué ocurriría si se limita las ganancias esperadas, por medio de un “Impuesto a la Ganancia Súbita” ante escenarios expansivos en la demanda y en los precios del petróleo? Una vez que las empresas tomarán sus decisiones de entrada, inversión, operatividad y permanencia basadas en los valores esperados de los proyectos petroleros, de igual manera el Estado tendrá que elevar las ganancias esperadas de los escenarios de baja rentabilidad. De lo contrario se trastocarán las restricciones de participación (participation constraints), y eventualmente las empresas preferirán mercados alternativos. Desde este punto de vista, las concesiones que haría el Estado a las empresas privadas en términos de rentas esperadas, no se produciría cambio alguno, si se quiere dejar intacto los incentivos a la entrada y permanencia (restricción de participación expresada como valor esperada). Lo anterior aplica especialmente en el caso ex ante, ahora en el caso de los Incumbents, el Estado debería prestar atención si ha existido alguna firma de concesiones y condiciones en las cuales se definiera los escenarios futuros, ya que un cambio en las reglas del juego en adelante podría desatar una exigencia por parte de las empresas privadas instaladas de resarcimiento por una disminución de ganancias esperadas.

Este caso de concesiones a empresas privadas para la explotación de los hidrocarburos nacionales se diferencia tremendamente de las concesiones a empresas privadas prestadoras de servicios públicos del tipo monopolio natural –bien sea vía regulación o vía procurement-. Esta diferencia radica en que en el caso de concesiones de explotación y extracción de hidrocarburos, el Estado regulador no ponderará, para nada, el excedente del consumidor, una vez que se supone que esta producción se destina para los mercados internacionales. Más allá, no resulta para nada paradójico que los intereses de las empresas privadas extractoras y del Estado venezolano estarían o deberían estar alineados a la luz del resto del mercado. Mientras más eficientes y rentables las empresas privadas, mayor la participación –al menos absoluta- del Estado sobre tales ganancias.

Sin embargo, todo lo anterior no implica que pueda pensarse en el diseño de contratos que ex ante al otorgamiento de concesiones, garanticen un equilibro separador en el cual entren los más eficientes. Asimismo, podría analizarse la posibilidad de introducir cláusulas que incentiven eficiencias a lo largo del periodo de la concesión, evitándose así problemas de riesgo moral.
 

(*)Economista UCV

Master en Economía Industrial

Especialización de la Economía del Sector Telecomunicaciones

Especialización de la Economía del Sector Energía

Especialización de la Economía del Sector Farmacia

Especialización de la Economía del Sector Transporte

Universidad Carlos III de Madrid

Master in Competition and Market Regulatition

Barcelona Graduate School of Economics (Universidad Pompeu-Fabra, Universidad Autónoma de Barcelona, CREI, SCIC)

Programa Avanzado en Política de Competencia

Instituto de Empresas

Experto-consultor en Derecho y Política de Competencia y la Regulación Económica