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Lejos de México, cerca de Venezuela

Eliana Miranda
Magister en Economía

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Mar, 23-09-2014
El acuerdo al que la Nación y las provincias petroleras llegaron sobre la reforma de la ley de hidrocarburos protege más los intereses de las empresas que los intereses del país. Y toma distancia de las reformas impulsadas por Colombia, México y Brasil que, a diferencia del modelo venezolano, promueven más competencia en el sector y le dan institucionalidad al uso de los recursos que surgen de la renta petrolera.

En los últimos días, y luego de 3 meses de negociación, la Nación y las provincias petroleras llegaron a un acuerdo sobre la reforma de la ley de hidrocarburos. El comunicado emitido al cierre del acuerdo enunciaba: “El Poder Ejecutivo trabajó junto a los gobernadores y logró la redacción de un proyecto que contemple los intereses y derechos de todos los actores del sector”. ¿Es esto sinónimo de contemplar los intereses y derechos del país? El proyecto de ley impulsado por el Ejecutivo parece más bien orientado a salvaguardar los intereses de las empresas que ya están operando en el país, a resolver las necesidades fiscales inmediatas de las provincias, y a lograr un blindaje legal para el gobierno nacional e YPF. En realidad, pensar el país en su conjunto y no sólo en el corto, sino también en el mediano y largo plazo, exige la elaboración de una base regulatoria homogénea en materia ambiental, el tratamiento institucional del uso de la renta petrolera y la introducción de más competencia y transparencia en todas las actividades de la cadena. La experiencia de los últimos años en América Latina muestra que, a mayor discrecionalidad, como en los casos de PEMEX mientras fue monopolio y PDVSA en todo el período, peores son los resultados. Cabe preguntarse, además, si la nueva norma, que no es una ley de hidrocarburos sino una reforma más a la ley 17.319 (vigente desde 1967), alcanza para encarar un cambio hacia una explotación eficiente y sustentable, o es tan sólo “una capa geológica más” del ya complejo entramado normativo.

El foco de discusión entre Nación y provincias parece haber sido la distribución de la renta petrolera entre los actores pre-existentes. Esto ocurre en un contexto de considerables caídas en los niveles de producción: desde el año 2002, la producción nacional de petróleo cayó un 27%; la producción de gas cae en forma ininterrumpida desde el año 2007, acumulando una merma del 23%, y las reservas de este, el principal insumo de nuestra matriz energética, hoy representan la mitad de lo que eran a comienzos de la era kirchnerista. Las necesidades de importación superan los 11 mil millones de dólares anuales. Con abundancia de recursos en nuestro subsuelo, el desafío es atraer financiamiento. Los sucesivos e innumerables cambios en materia legislativa verificados en los últimos años parecen haber fracasado en dar un marco adecuado para las inversiones. Si algún sentido tenía la elaboración de una nueva ley de hidrocarburos, era el de ordenar el caótico marco normativo existente, y el de establecer nuevas reglas para un mayor control ambiental de la actividad, principalmente como consecuencia del surgimiento de las nuevas tecnologías que permiten, en la actualidad, la explotación de los recursos no convencionales. Ninguno de los dos objetivos parece haberse saldado con la propuesta.

El resultado de la negociación entre Nación y provincias, que parece haber dejado conforme a ambas partes, terminó sacrificando uno de los principales objetivos que ameritaba la sanción de una nueva ley: la regulación ambiental. En uno de los últimos borradores, se dedicaba un Título entero del proyecto a la “Regulación Ambiental para las actividades de exploración y explotación de recursos convencionales, no convencionales y costa afuera”. En el acuerdo recientemente firmado, esta parte fue sustituida por un solo artículo que dice “El Estado Nacional y los Estados Provinciales … propenderán al establecimiento de una legislación ambiental uniforme …”, pero no establece tiempos ni formas, postergando así una de las más importantes discusiones. El desarrollo de la explotación no convencional, en un marco de protección al medio ambiente, constituye una gran oportunidad; sin una regulación que determine obligaciones a cumplir y sanciones en caso de incumplimiento, se convierte en un riesgo difícil de mensurar.

Del proyecto de ley surgen algunos puntos que parecen mejorar el marco en el cual deben desarrollarse las inversiones. Algunos, orientados a resolver la heterogeneidad en los contratos, otros con beneficios monetarios. Entre los primeros se encuentra el pacto de estabilidad fiscal, que homogeniza y pone techo a los impuestos provinciales (tope de 3% ingresos brutos, acuerdo de no incremento de las alícuotas de impuesto de sellos vigentes y de no gravar los contratos financieros que se realicen al estructurar los proyectos de inversión; acuerdo de no gravar con nuevos tributos ni aumentar los existentes); la uniformidad de pliegos licitatorios; el tope de las regalías en 12% con techo de 18% luego de prórrogas. Por su parte, los beneficios monetarios vienen de la mano de la ampliación del alcance del decreto 929/13 (al que se le da rango de ley a partir del proyecto) que creaba un régimen de promoción de inversiones[1] (se reducen las inversiones requeridas y se adelantan los beneficios respecto a lo determinado en el decreto); la reducción de derechos de importación en bienes de capital e insumos que resulten imprescindibles para la ejecución de planes de inversión;la reducción de hasta el 25% de las regalías durante los 10 años siguientes a la finalización del proyecto piloto a favor de las empresas que soliciten una concesión de explotación no convencional. La eliminación del carry[2] en la etapa de desarrollo para las empresas provinciales con participación estatal (vale destacar que esta definición no incluye a YPF) parecería ir en esta misma línea. Pero notar que el carry sólo se eliminó para la etapa de desarrollo: es decir que, durante la etapa de exploración (con riesgo exploratorio), las empresas estatales provinciales pueden continuar asociándose sin comprometer inversiones, y deberán invertir recién una vez verificada la existencia de hidrocarburos comercialmente explotables, si es que desean continuar asociadas.

Más allá de los beneficios recién mencionados, el documento final enviado al Senado de la Nación parece tomar distancia de las reformas impulsadas por países como Colombia, México y Brasil que, a diferencia del modelo venezolano, promueven más competencia en el sector y le dan institucionalidad al uso de los recursos que surgen de la renta petrolera. Por mencionar un caso, México registró una caída del orden del 25% de su producción de petróleo en la última década (prácticamente lo mismo que la Argentina) y esa fue razón suficiente para encarar una profunda reforma en el sector energético. Dejó así atrás 76 años de monopolio estatal, se abrió al capital privado generando una mayor competencia, dio mayor autonomía a las empresas estatales (PEMEX y la Comisión Federal de Electricidad) y creó un fondo de estabilización para realizar política anti-cíclica. Algunas de las reformas propuestas en la Argentina parecen ir en la dirección opuesta. Entre otras cosas, el proyecto de ley argentino:

  • Elimina los límites que contiene la ley vigente en cuanto a la cantidad de permisos de exploración y de concesiones de explotación que puede tener simultáneamente una misma persona, física o jurídica, dando lugar a una mayor concentración del mercado.
  • Establece “licitaciones competitivas” pero para los casos de explotación convencional. En el caso de los no convencionales, la adjudicación se hará en forma directa a aquellos concesionarios que actualmente estén explotando convencionales y que lo soliciten. La adjudicación directa puede mantener y profundizar la actual discrecionalidad de los funcionarios a la hora de otorgar concesiones, además de generar barreras de entrada a empresas que hoy no están operando y que pueden tener la tecnología y los recursos financieros necesarios para una buena explotación del shale.
  • Otra barrera de entrada a nuevos actores lo constituye la nueva posibilidad de hacer prórrogas sobre prórrogas. La ley vigente establece que luego de los 25 años de concesión se puede otorgar una prórroga de 10 años más, pero luego deben devolverse las áreas, para que la autoridad concedente llame a un nuevo concurso. El proyecto del Ejecutivo abre la posibilidad de prórrogas indefinidas. Las provincias tienen incentivos para prorrogar las concesiones: por un lado, el proyecto crea el “bono de prórroga”, a pagar en función de las reservas comprobadas remanentes y el precio de los hidrocarburos; pero además, la alícuota de regalías, que el proyecto de ley deja establecida en 12%, puede ser incrementada en 3 puntos porcentuales ante una prórroga, con un tope del 18% total.

El incipiente desarrollo de Vaca Muerta está generando algunos cuellos de botella que ponen en evidencia la necesidad de establecer mecanismos de inversión en infraestructura, pensando en un desarrollo sostenible en el largo plazo. Al respecto, llama la atención un cambio que se hizo a último momento en el proyecto de ley, que parece no dimensionar la importancia de este factor y más bien parece ir en el sentido contrario, imprimiendo mayor discrecionalidad también por esta vía: en borradores previos al proyecto, se establecía que el Estado Nacional aportaría el 1% del monto inicial de inversión de los proyectos de inversión que ingresaran al régimen de promoción de inversiones establecido por el decreto 929/13. Finalmente, el acuerdo relajó el aporte del Estado Nacional para infraestructura: en el articulo 21 del proyecto de ley, se establece que el aporte será “un monto a ser determinado por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas”, comisión presidida por el actual Ministro de Economía.

Como se ve, las partes actualmente involucradas en la producción nacional de hidrocarburos pueden tener razones para celebrar el acuerdo. Pero esto no implica que el proyecto que se pretende aprobar introduzca las mejoras necesarias para alcanzar la explotación sostenible y ambientalmente sustentable que el país necesita para recuperar el autobastecimiento.


[1] El decreto 929/13 creó un Régimen Promocional para quienes presenten un proyecto con un compromiso de inversión de un monto superior a los 1.000 millones de dólares, en 5 años. El Régimen incluye: A partir del 5º año desde la puesta en ejecución del proyecto, derecho a comercializar libremente en el mercado externo el 20% de la producción con una alícuota del 0% de derechos de exportación. Tendrán libre disponibilidad del 100% de las divisas de exportación, es decir no estarán obligados a ingresarlas.  En los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento, los sujetos incluidos en el régimen tendrán derecho a obtener por ese 20% que era susceptible de exportación al cabo del 5º año, un precio no inferior al precio de exportación de referencia, sobre el cual no se imputarán los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables. Tendrán asimismo derecho prioritario a obtener divisas de libre disponibilidad a través del Mercado Libre y Único de Cambios por hasta el 100% del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos susceptibles de exportación. El proyecto de ley recientemente presentado baja la inversiones requeridas a 250 millones de dólares en 3 años y los beneficios se empiezan a percibir a partir del 3º año.

[2] Carry: Mecanismo por el cual las empresas estatales provinciales participan de los contratos pero sin comprometer inversión.

Fuente imagen: flickr/rigmarole

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