Se sitúa entre el 1% y el 8% y varía en función de si es en tierra o mar
Plataforma Casablanca, de Repsol, en Tarragona.
Plataforma Casablanca, de Repsol, en Tarragona.

El nuevo impuesto al petróleo tendrá tres tipo según los barriles extraídos

La medida persigue frenar el rechazo a las prospecciones y el fracking

Autonomías y municipios recibirán incentivos según las necesidades presupuestarias

El nuevo impuesto a la producción de hidrocarburos que el Gobierno anunció la semana pasada, no es exactamente del 8%, tal como ha venido señalando el ministro de Industria, José Manuel Soria, sino que tendrá tres escalas de gravamen (esa es la máxima y solo en un supuesto) según los barriles extraídos y si se trata de una explotación en tierra o en mar o si es petróleo o gas. Según el anteproyecto de ley de modificación de la Ley de Hidrocarburos por el que se creará el denominado Impuesto sobre el Valor de la Extracción de Gas, Petróleo y Condensados, al que ha tenido acceso CincoDías, se trata de un tributo directo que grava el valor de este tipo de productos de dominio público, “una vez realizado el primer tratamiento de depuración de los mismos”.

Cuando la producción sea petróleo y condensados en tierra se aplicarán los siguientes tipos: el 2% hasta 365.000 barriles extraídos; el 6%, entre este volumen y 3,650 millones y del 8%, a partir de esa cantidad. Para las explotaciones marinas, la escala será, respectivamente, del 1%, el 5% y el 7%.

En el caso del gas, el impuesto será mucho menor y dependerá de los metros cúbicos extraídos. Para tres escalas (hasta 32,85 millones, de esta cifra a 164,25 millones y más de este volumen) se aplicará un 1%, un 3% y un 4%, respectivamente, en el caso de una explotación marina convencional y terrestre no convencional, y del 3%, el 4% y el 5%, para la de tierra no convencional.

El periodo impositivo será de un año y la base imponible se determinará “para cada concesión de explotación”. Por ejemplo, la plataforma que Repsol tiene en Tarragona, que tiene una producción de 2,9 millones de barriles de petróleo al año y se trata de una única concesión marina pagaría un 6%.

De momento, la actividad de la petrolera en aguas Canarias no está sujeta a este impuesto pues esta se limita a la exploración y, únicamente si logra un volumen que le resulte rentable comercializar, abordará la producción. Con una probabilidad de hallar petróleo de entre un 15% y un 20%, Repsol maneja un escenario de un total de 330 millones de barriles, para cuya producción lo que invertiría unos 7.000 millones.

Aunque el objetivo del Gobierno al crear el nuevo impuesto es aplacar la polémica por las prospecciones canarias y el fracking, una hipotética producción de petróleo de Repsol en el archipiélago no llegaría hasta 2020. El Gobierno pretende “que las rentas económicas derivadas del descubrimiento de nuevos yacimientos reviertan al conjunto de la sociedad” y, en este sentido, considera necesario y equitativo el nuevo tributo.

En definitiva, el impuesto se crea para incentivar a las comunidades autónomas y los ayuntamientos en cuyos territorios se desarrolle la actividad, si bien, la norma en curso no fija las cuantías. Se limita a decir que los Presupuestos del Estado, “de acuerdo con las disponibilidades financieras existentes” podrán establecer dotaciones destinadas a las comunidades y entidades locales afectadas. Pero “el importe, distribución y demás aspectos” se regularán de acuerdo a la Ley de Subvenciones.

Tal como ha anunciado el Gobierno, el anteproyecto modifica también el canon sobre los derechos de uso del dominio público de hidrocarburos y sus tarifas pasan de dos a cuatro: una por emplazamiento de sondeos en permisos de investigación y en concesiones de explotación y una cuarta por la compra de datos sísmicos para las exploraciones. Estos cánones se pagan por hectárea y año, en unos casos, durante la vigencia del permiso de investigación y, en el caso de concesiones de explotación, por cinco años prorrogables.

El anteproyecto de ley ha podido sufrir variaciones en su aprobación como proyecto de ley por parte del Consejo de Ministros. Aunque se preveía que se remitiera para su trámite a las Cortes esta misma semana, se ha producido un retraso.

 

Los dueños de terrenos serán compensados

Una de las medidas más relevantes del anteproyecto de ley por el que se modifica la Ley de Hidrocarburos, es que los titulares de concesiones de explotación de yacimientos deberán compartir los ingresos que obtengan por la venta de los mismos “con los propietarios de los terrenos suprayacentes a las formaciones geológicas que alberguen dichos hidrocarburos”. Una vía para desbloquear la fuerte oposición que existe en España a las técnicas de fracking (las que se utilizan para extraer los hidrocarburos no convencionales, incrustados en pizarra).

Uno de los mayores problemas a los que se enfrenta Europa a la hora de explorar y explotar recursos no convencionales frente a Estados Unidos, es que en ese país el dueño del suelo lo es del subsuelo (lo que facilita enormemente la actividad), mientras que en el Viejo Continente, el propietario del suelo no lo es del subsuelo, por lo que no participa del negocio, sino que se enfrenta a expropiaciones forzosas. La decisión de que puedan beneficiarse de los recursos que puedan hallarse en sus tierras, algo que rechazan las petroleras, podría diluir el rechazo al fracking, en opinión del Gobierno.

Según avanzó la semana pasada el ministro de Industria, José Manuel Soria, estos pagos serán de un 1% de las ventas anuales. Estas rentas las obtendrán “sin perjuicio de la que los titulares puedan obtener de los terrenos (mediante venta o alquiler) en los que se ubiquen los equipos e instalaciones necesarios para que la petrolera pueda desarrollar su actividad”.

El texto legal, que aún no es definitivo, establece asimismo las normas de creación del hub de gas y algunas medidas para reforzar la competencia en el mercado del GLP (butano).