Por Francisco J. Romano
Ante un nuevo proyecto de ley de promoción a las inversiones hidrocarburíferas y reformas a la ley federal de hidrocarburos con pocas certezas, aunque muchos trascendidos, todo análisis debe partir de cuatro puntos fundamentales:
Precio del petróleo y del gasLibre disposición de la producciónLibre disponibilidad de divisasEstabilidad fiscal
Francisco Romano, Director de las Diplomaturas en Petróleo y Gas de la Facultad de Derecho de la Universidad Austral y Socio a cargo del Área de Energía en Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen
Precio del petróleo y del gas
Tratándose de un commodity, el precio del barril de petróleo crudo en nuestro país sigue los vaivenes del precio internacional. Nuestros crudos se transan sobre la base del marcador internacional conocido como “Brent” con descuentos por calidad y flete. Ese precio internacional se calcula en dólares, lo que agrega un nuevo factor de complejidad cuando -más allá de la fluctuación del precio- se produce una devaluación de nuestra moneda, requiriéndose más pesos para alcanzar el mismo valor de referencia en moneda extranjera.
Durante mucho tiempo se habló de la posibilidad de establecer un piso y un techo al precio del crudo en la nueva ley, para asegurar un cierto nivel de actividad e ingresos a los estados provinciales cuando se produce una reducción significativa, como ocurrió en 2020, y para proteger a los consumidores de combustibles en el surtidor cuando existe un alza significativa y/o una devaluación significativa de la moneda local. Las experiencias recientes en este sentido no fueron buenas.
Ante una devaluación significativa, el DNU 566/2019 fijó el precio en dólares y el tipo de cambio para las entregas de petróleo crudo, estableciendo un “precio tope” a las naftas y al gasoil. La medida no fue exitosa porque significó una interferencia injustificada en el mercado y en los ingresos esperables por las empresas y las provincias productoras. Las controversias suscitadas se ventilaron en varios estrados judiciales, incluyendo la Corte Suprema de Justicia de la Nación, hasta tornarse abstractos por el paso del tiempo.
El llamado “barril criollo” o precio sostén creado por el Decreto 488/2020 no tuvo mejor suerte. La idea era fijar el precio base para la comercialización del barril en USD 45. Pero lo que parecía una buena noticia para los productores (empresas y provincias) en la práctica no tuvo asidero porque las refinadoras locales no estaban preparadas para pagar el precio del Decreto. En la mayoría de los casos el petróleo terminó transándose por debajo del precio sostén, generando reclamos por regalías contra los productores y ante la Corte Suprema.
En el caso del gas natural, cuyo valor en el punto de ingreso al sistema de transporte también se fija en dólares de conformidad con el marco regulatorio conocido como “Ley del Gas”, el Decreto 1053/2018 pesificó el precio de hecho, estableciendo que proveedores y distribuidoras deberán prever en sus contratos que en ningún caso podrá trasladarse a los usuarios el mayor costo ocasionado por variaciones del tipo de cambio ocurridas durante cada período estacional. El estado prometió asumir el quebranto compensando en cuotas a los productores pero -después del pago de la primera cuota y de una fugaz aparición en el último proyecto de ley de presupuesto- todo quedó en la nada.
Más allá de diversos trascendidos, el último proyecto de ley que se conoció extraoficialmente guarda silencio sobre el precio. Es una buena noticia si se toma como señal de no interferencia y de alineamiento del precio local con el precio internacional; pero, no nos engañemos, nuestra economía continúa sujeta a desequilibrios macroeconómicos e intempestivas fluctuaciones en el precio de la moneda local que tarde o temprano terminan produciendo turbulencias de hecho o de derecho en el pricing de hidrocarburos y subproductos.
Nada quita que –más allá de que no se fije una banda de precio piso y precio tope en la ley- se sigan generando experimentos como la pesificación del DNU 566, del Decreto 1053 o el “barril criollo”. En esas condiciones sería adecuado que más que guardar silencio, en la nueva ley se garantice el acceso a precios internacionales, sin interferencias.
Libre disposición de la producción
El tema de la libre disposición de la producción se refiere al derecho a transportar, comercializar e industrializar los hidrocarburos y sus derivados y en particular a la libertad de vender la producción en el mercado externo o en el mercado local. El principio general es la libertad de disposición, salvo desabastecimiento en el mercado interno. El artículo 6 original de la ley federal de hidrocarburos 17.319 establece ciertas garantías en cuanto al precio aplicable ante esta situación anómala.
Ante la revolución de los no convencionales (Vaca Muerta y otras formaciones) el tema es revisitado primero con el Decreto 929/2013 y más tarde con la reforma de la ley federal mediante la Ley 27.007 que incorpora lo sustancial del Decreto 929. Se establece que el 20% de los hidrocarburos de explotación convencional y no convencional y el 60% de los provenientes de la explotación costa afuera en el marco de los proyectos de inversión incluidos en el “régimen promocional” gozarán del beneficio de libre comercialización en el mercado externo con una alícuota del 0% de derechos de exportación.
El proyecto más reciente de ley de promoción sigue en líneas generales esa misma pauta. Los beneficiarios del nuevo régimen de promoción tendrán autorizaciones de exportación garantizadas (AEG) por un veinte por ciento de su producción incremental, en tanto el restante ochenta por ciento deberá ser ofrecido por dichos beneficiarios al mercado Interno. Ese 20% por encima de la llamada “Línea Base”, lo que resulte mayor entre (i) el máximo anual del bienio 2019-2020, o (ii) los últimos 12 meses precedentes al momento de entrada en vigencia de la nueva ley, puede incrementarse en diversas circunstancias a criterio de la autoridad de aplicación.
El problema es que esta “promesa” de exportación garantizada no tiene garantía concreta y proviene de un régimen anterior, el del Decreto 929/13, luego receptado en la ley 27.007, que no fue reglamentado ni cumplido. Tampoco contiene, como sí lo contenían las normas anteriores ninguna protección para el precio de la producción que no pudo exportarse por insatisfacción de la demanda local.
Parece que por la mera enunciación en la nueva ley, este mecanismo no alcanza para generar confianza. Sobre todo si se tiene en cuenta que para aquellos beneficiarios que hayan optado por adherirse al nuevo régimen y cuenten con todo o parte de su producción alcanzada por regímenes de promoción que son derogados por la nueva ley, o cuya producción de hidrocarburos haya estado alcanzada por otros regímenes de incentivos aun no saldados (eufemismo por no cumplidos), la Autoridad de Aplicación tendrá la facultad de recalcular la línea base a los efectos de tener en consideración los beneficios oportunamente definidos en aquellos, siempre que la beneficiaria renuncie a toda acción de reclamo sobre los mismos.
Es decir que se pide una renuncia anticipada respecto de beneficios no cumplidos y todo sujeto a una promesa de otros beneficios, más o menos equivalentes a cambio de nuevas inversiones, pero todo sujeto a la discrecionalidad de la Autoridad para mover la “línea base” con fundamento en parámetros desconocidos.
Por otra parte, se establece una alícuota de derecho de exportación (retenciones) que va del 0% al 8% según el precio “base” o “alto” que definirá la autoridad de aplicación. Es decir que la exportación “garantizada”, ya no es libre de derechos de exportación, como lo establecen el Decreto 929/13 y la Ley 27.007 sino que está sujeta a una sliding scale que depende de la reglamentación, dejando así un amplio margen de discrecionalidad a la autoridad estatal.
Libre disponibilidad de las divisas y acceso al MULC
En cuanto a la libre disponibilidad de divisas, el mismo Decreto 929/13 y su incorporación a la ley federal establece que los proyectos beneficiados no estarán obligados a ingresar las divisas correspondientes al porcentaje de exportación garantizada (20% / 60% de la producción total).
Por otra parte, si ese porcentaje susceptible de exportación no puede ser exportado por déficit en el mercado local, se garantiza un precio no inferior al precio de exportación de referencia y un mecanismo de compensación pagadero en pesos.
En este supuesto, los productores beneficiados tendrán asimismo derecho prioritario a obtener divisas de libre disponibilidad a través del Mercado Único y Libre de Cambios por hasta un 100% del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación, siempre que la ejecución del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por el importe exigido para calificar como tal.
El proyecto de ley, por su parte, establece que los beneficiarios del régimen deberán ingresar, a partir de la fecha de entrada en vigencia, el cincuenta por ciento de las divisas del Volumen Exportable Beneficiado, gozando de la libre disponibilidad del porcentaje restante. Las exportaciones adicionales de crudo de los beneficiarios, que fueran autorizadas por la Autoridad de Aplicación pero que no forman parte del VEB, deberán liquidarse en el Mercado Libre de Cambios (MLC) en las condiciones que establezca el Banco Central de La República Argentina, quien dictará, en el plazo de treinta (30) días de publicada la presente ley, las normas complementarias que pudieran ser necesarias.
La autoridad de aplicación podrá autorizar hasta veinte (20) puntos porcentuales adicionales de libre disponibilidad de divisas del VEB cuando el beneficiario cuente con todo o parte de su producción alcanzada por regímenes de promoción que se derogan, o cuya producción haya estado alcanzada por otros regímenes de incentivos aun no saldados (sic), siempre que la beneficiaria renuncie a toda acción de reclamo sobre los mismos.
Este último aspecto, simétrico con el tratamiento de la libre disponibilidad, merece idénticas objeciones; significa un beneficio menor que el de los regímenes anteriores, con poca claridad de ejecución y un alto grado de discrecionalidad.
Estabilidad fiscal
A diferencia de sus antecedentes más recientes, Decreto 929/13 y Ley 27.007, los proyectos en danza tienen elementos de estabilidad fiscal y beneficios en IVA, ingresos brutos, aranceles de importación, etc. siempre sujeto a la necesaria adhesión de la provincia respectiva.
La estabilidad fiscal bien entendida es un elemento fundamental para la promoción de inversiones porque permite planificar la inversión con la necesaria certeza sobre el “government take”. En algunos proyectos se otorgarían certificados fiscales para el caso de incumplimiento de la garantía de estabilidad, pero aun esta medida genera cierto escepticismo entre los sujetos de la industria por la falta de reglamentación o la falta de cumplimiento en experiencias similares y no surge del proyecto de ley dado a conocer más recientemente por los medios.
En cuanto a los beneficios, es importante la posible exención del pago del Impuesto a las Ganancias en las contribuciones de capital realizadas por terceros, o por otro titular de derechos de exploración o explotación de cualquier naturaleza, a cambio de las cuales se otorgue la cesión parcial de un interés participativo en un área, para compartir o diversificar el riesgo, obtener financiamiento adicional o incorporar nuevos conocimientos o experiencias específicas, siempre que el cedente continúe participando con un interés de al menos diez por ciento, que el cesionario se comprometa a asumir todos o parte de los costos de exploración y perforación de pozos y/o de los costos de desarrollo en el área en los montos y/o porcentajes que determinen las partes y que se genere producción incremental en el área en los doce meses subsiguientes a la cesión parcial.
Almacenaje de gas, LNG y reactivación de pozos inactivos
También a diferencia de sus precedentes recientes, los proyectos traen tres importantes novedades.
Una es la incorporación a la ley federal de hidrocarburos de una nueva figura: la concesión de almacenamiento subterráneo, que otorga a los concesionarios el derecho de almacenar gas natural en espacios y/o instalaciones subterráneas adecuadas- incluyendo el proceso industrial de inyección, depósito y retiro del gas natural, en permisos o concesiones propias o de terceros o inclusive en tierras no sujetas a derechos de exploración y/o explotación.
Por otra parte se establece un tratamiento diferenciado para los proyectos de gas natural licuado (GNL) partir de gas incremental. Estos proyectos de inversión gozarán, desde Ja Declaración de Aprobación Técnico-Económica del Proyecto, de la garantía de utilización exclusiva de la producción de los yacimientos dedicados para el proceso productivo del cual se trate, lo que impedirá que los contratos de suministro y transporte de materias primas asociados al Proyecto sean afectados por medidas presentes o futuras sobre preferencias en la asignación de la producción, medidas de interrumpibilidad, redireccionamientos, o de intervención en las condiciones de su comercialización y/o transporte, sea directa o indirectamente; durante la vigencia del proyecto.
Las actividades de los proyectos de GNL no se encontrarán alcanzadas por el régimen de servicio público la Ley No 24.076. La capacidad de las plantas y servicios prestados, así como las condiciones de su asignación, utilización y comercialización podrán ser libremente pactadas.
Del mismo modo, los gasoductos e instalaciones nuevas asociadas que incrementen la capacidad de transporte de gas natural comprometida en firme para el suministro de gas natural a Proyectos de Licuefacción o exportación de Gas Natural, por hasta los volúmenes garantizados de producción incremental generada por e! proyecto, será identificada como capacidad de transporte de dedicación exclusiva y tampoco estará alcanzada por el régimen del servicio público hasta el plazo de repago del capital invertido que se establezca en la Declaración de Aprobación Técnico-Económica del proyecto, conforme lo determine la reglamentación.
A lo anterior se suma la posibilidad de obtener permisos de exportación firmes, de gas natural o GNL, por hasta un plazo máximo de veinte (20) años, por la totalidad de la capacidad de producción incremental generada por el proyecto. Las autorizaciones de exportación de GNL tendrán carácter firme, sin que puedan ser revocadas ni interrumpidas posteriormente.
Estos aspectos de la promoción del GNL y en particular de las exportaciones de GNL con todos los beneficios que ello genera para el país en cuanto al mejor aprovechamiento del gas y el ingreso de divisas constituyen el aspecto más interesante de los proyectos de ley.
Desde nuestro punto de vista convendría crear una nueva figura en la ley, la concesión de GNL, del mismo modo que se hace con la incorporación de la nueva concesión de almacenamiento subterráneo. La nueva figura, de rango legal, se independentiza de las demás concesiones, podría ser encarada por terceros fuera de permisos y concesiones de petróleo y gas y otorgaría derechos que se incorporan al patrimonio del concesionario como derechos adquiridos. Esa autonomía permitirá una mejor plataforma para la financiación del proyecto y brindará en general mayor estabilidad, certeza y seguridad jurídica. Sería conveniente también asegurar los beneficios por todo el plazo de la concesión y de sus eventuales prórrogas, en lugar de limitarlo a 20 años o hasta el plazo de repago del capital invertido que se establezca en la Declaración de Aprobación Técnico-Económica del proyecto, como surge hasta ahora del proyecto de ley.
Pero más allá de lo anterior, nos preguntamos por qué no extender estos beneficios también al petróleo y al gas convencional, no convencional y offshore. Particularmente cuando se observa por ejemplo que sólo para las exportaciones de GNL se establece la dedicación exclusiva a exportación y un grado de ininterrumpibilidad más firme que para las demás exportaciones “firmes” mediante la pauta: Las autorizaciones de exportación de GNL tendrán carácter firme, sin que puedan ser revocadas ni interrumpidas posteriormente.
Finalmente, se crea un régimen de promoción de la extracción de petróleo de pozos de petróleo de baja productividad para quienes logren obtener con el concurso, asociación o contratación de terceros, producción incremental de petróleo crudo en pozos de baja productividad o previamente inactivos o cerrados, por métodos tradicionales, o mediante sistemas o mecanismos móviles de extracción y transporte, autorizados por la autoridad de aplicación. Ojalá se tome la experiencia reciente en Mendoza con el programa “Activa Hidrocarburos” que ha sido muy exitosa, así como la ley respectiva de Rio Negro y la de Neuquén, recientemente reglamentada.
Conclusiones
El paso del tiempo y los trascendidos han traído incertidumbre sobre las consecuencias de una ley cuyo fin original era todo lo contrario: crear un marco se seguridad jurídica propicio para el fomento de la inversión con dos objetivos próximos de política pública -el desarrollo no convencional y el autoabastecimiento de gas en el invierno- y una aspiración de política de estado: transformar a nuestro país en una potencia exportadora regional y luego internacional, sobre todo a partir del GNL.
La exigencia de renuncias a beneficios pasados no otorgados en lugar de darles cumplimiento para sobre ello construir la confianza necesaria para nuevas inversiones parece ir en contra de la seguridad jurídica que se quiere garantizar.
Es fundamental la adhesión de las Provincias Productoras, sin las cuales se hace muy difícil la implementación de la ley en la práctica, especialmente en lo que hace a la estabilidad fiscal y al government take.
Justamente respecto del government take a nivel federal, el mantenimiento de derechos de exportación (retenciones) es un retroceso comparado con los precedentes más cercanos, Decreto 929/13 y Ley 27.007.
Es fundamental la reglamentación inmediata de los aspectos de la ley que requieren reglamentación. Esto permite aventar hasta cierto punto el margen de discrecionalidad de toda la norma proyectada, que conspira contra los principios de transparencia, no discriminación y previsibilidad que deberían animarla. Decimos que mitiga en parte esa discrecionalidad porque hay una serie de cuestiones, especialmente en los casos de acceso a mayores beneficios por situaciones particulares, donde la discrecionalidad se hace peligrosa porque ya no depende de una reglamentación de alcance general sino de un análisis caso por caso que hará la Administración según sus propios criterios no reglados. Este amplio margen de acuerdos particulares o individuales le quita transparencia a todo el régimen, genera un caso de delegación impropia y deja a las potenciales beneficiarias en estado de incertidumbre y a las no beneficiarias en estado de indefensión.
Los beneficios que se otorgarían a proyectos de GNL, más generosos y “firmes” que los demás son una buena base para repensar la ley con el objetivo de generar condiciones que permitan superar la desconfianza producto de situaciones del pasado.
La entrada Ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas: entre la promesa y la desconfianza se publicó primero en EconoJournal.
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