Cambios propuestos por el PEN a la Ley de Hidrocarburos en el dictamen de mayoría.

Introducción

El sector Hidrocarburos de Argentina funciona con relativa fluidez en el aspecto operativo y bajo el nivel actual de actividad, pero demanda cambios en la regulación nacional en general y del sector en particular. Asimismo, todo indica que solo en Vaca Muerta se daría un salto significativo en el nivel de producción. No obstante, para la magnitud de lo que se está hablando, hace falta implementar muchas cosas aún vinculadas a la industria en su totalidad como así mismo a cuestiones sociales, urbanas y medio ambientales. La falta de estabilidad económica y jurídica perjudica la planificación y toma de riesgo a largo plazo. Las limitaciones para la repatriación de dividendos constituyen un escollo para la atracción de mayores inversiones externas, en un ambiente muy limitado de capitales locales.

Parte de todo esto se está debatiendo en la ley “ómnibus” que ha presentado el PEN y que se comenta parcialmente en los párrafos siguientes, con el objeto de apoyar o enmendar algunos de los contenidos de esta.

El marco general

La propuesta del PEN, en lo relativo al sector petrolero se asienta sobre una amplia modificación de la ley 17.319 y sobre la derogación del artículo primero de la ley 26.741, con las siguientes bases conceptuales:

o Maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos
o Cambio del precepto de “prioridad para el autoabastecimiento” por el de “satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país”
o Un nuevo marco y libertad para la fijación del precio en boca de pozo o La libertad de exportación de gas, petróleo y derivados
o Implementación de una legislación ambiental uniforme en todo el país

Se modifican 48 artículos de la Ley de Hidrocarburos y se derogan 10; además, se modifican 5 artículos del Marco Regulatorio del Gas Natural.

Aspectos particulares

Abastecimiento, exportación y precios

La exigencia de priorizar el autoabastecimiento es incompatible con la toma de responsabilidades en contratos de largo plazo, por parte de las empresas o del mismo Estado. Es probable que el riesgo de desabastecimiento sea bajo por los próximos 50 años en nuestro país, por lo cual suspender dicho precepto por un período como el mencionado no debería suponer un riesgo alto para el normal abastecimiento interno. La redacción del dictamen de comisión, en su art. 6o, resulta ambiguo con respecto a este punto. Es como que se quiere, pero … En la práctica, generará controversias e interpretaciones “a medida”. El tema es: se quiere o no se quiere exportar libremente y afrontar el riesgo de faltantes internos, que serán improbables por larguísimo tiempo.

En línea con lo expresado en el párrafo anterior, la necesidad actual de divisas que padece el país podría ser mitigado con exportación de petróleo y gas. El concepto de “libre exportación” encaja en esta estrategia. Reiterando lo anterior, el país podría tomar el riesgo momentáneo al suspender el precepto de prioridad para el abastecimiento interno.

Ahora bien, nos podemos preguntar, con razón y justicia, si sería mejor apostar por la industrialización integral del país para exportar valor agregado, empleando al petróleo y en particular al gas propios como base y motor de la energía y la petroquímica. El problema es que esto siempre ha sido declamado y nunca implementado con la debida continuidad, principalmente porque antes de Vaca Muerta existían más certezas que dudas de que el país contara con suficientes recursos en el subsuelo. Ahora, puede que existan recursos suficientes para intentar ambas cosas a la vez, es decir exportar materia prima y usar una parte de ella para la industrialización integral. Se verá si somos capaces de hacer ambas cosas.

Continuando con lo anterior, la clave para reducir del riesgo de desabastecimiento interno podría estar en lo que sigue.

La adopción de precios vinculados a la paridad de exportación parece ser atractiva para el sector, aunque para el gas la aplicación de esta regla es más compleja que para el petróleo. Los productores de gas y petróleo deberán aceptar esta regla y evitar caer en el reclamo de precios “criollos” cuando los niveles de precios les resulten desfavorables. Se deberá entender que podrán existir períodos con caída de actividad y la consiguiente necesidad de importación. Se entenderá que la merma en la actividad, con su impacto en la demanda de trabajo, se contrapesará con el beneficio para el consumidor que no pagaría un “sobreprecio”. Ese será uno de los escenarios con esta modificación.

Concesiones (la propuesta del PEN solo considera parcialmente los aspectos que se mencionan a continuación)

La superficie de muchas Concesiones argentinas es enorme y, en la mayoría de los casos, ha excedido la capacidad operativa de las empresas o la voluntad de desarrollar plenamente las áreas, como lo demuestran las enormes superficies que quedan por desarrollar en muchas de ellas. En particular, se debe auditar el compromiso de inversión en las áreas Convencionales concesionadas, para verificar que en el tiempo legal restante se invierta adecuadamente o se proceda a declarar la extinción de la concesión. Sin embargo, se debe dar libertad al concesionario para explorar, en un tiempo perentorio, nuevas formas de llevar adelante la operación en las superficies inactivas, que incluya la posibilidad de su asociación con proveedores de servicios de explotación que estén interesados en trabajar sobre el área ociosa.

La renovación (extensión) al mismo concesionario parece de poca ayuda para acelerar o cubrir las superficies no desarrolladas, por lo que la disposición de no renovar al vencimiento y de licitar nuevamente las áreas brinda una oportunidad para revisar la estrategia en la extensión de lo ofertado, bajo preceptos técnico-operativos. El límite de 250 km2 que establece la ley para áreas adjudicadas de manera directa debería ser una regla general para nuevas concesiones de explotación, con la excepción que sigue en el próximo párrafo.

Las Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) deberían tener una superficie máxima de 25 km2, que es suficiente para la realización de una etapa piloto y posterior puesta en producción. Para obtener más superficie, se deberá ofertar por varias áreas y comprometer las inversiones acordemente. El negocio inmobiliario y el pisado del área deben ser evitados de forma contundente.

Yuxtaposición de Convencional y No Convencional

Se necesita perfeccionar la separación de derechos y atributos para las concesiones CONVENCIONALES (CONV) Y NO CONVENCIONALES (CENCH). Por ejemplo, las concesiones sobrepuestas CONV y CENCH tienen hoy un asincronismo al haber sido adjudicadas en diferentes fechas.

Entonces, falta aclarar en la ley de hidrocarburos que el otorgamiento de una concesión CENCH no debe implicar derechos sobre las formaciones y reservorios infra y suprayacentes a la formación/reservorio no convencional, salvo aquellos que hayan sido contraídos con anterioridad y que, al vencimiento de la concesión CONV el área de esta quedará sujeta a concurso para la exploración y explotación de formaciones y reservorios convencionales (y no convencionales si fuese el caso). Ver lo que sigue.

A pesar de lo dicho en el párrafo precedente, es muy grave lo que se ha agregado en el 2do. párrafo del art. 27 bis, que dice textualmente: “Queda establecido que la nueva Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos deberá tener como objetivo principal la Explotación No Convencional de Hidrocarburos. No obstante ello, el titular de la misma podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, en el marco de lo dispuesto en el artículo 30 y concordantes de la presente ley”. Esto constituiría una inadmisible prórroga de hecho sobre la superficie yuxtapuesta a la concesión CENCH que se otorgaría, si no se aclara mejor este aspecto en el dictamen de comisión.

Además, las concesiones CENCH deberán ser parcelas que no excedan los 25 km2 con su correspondiente compromiso de inversión, aunque el concesionario podrá solicitar la conversión a CENCH de la cantidad de parcelas que desee y quepan dentro de la concesión CONV original.

También será útil esa clarificación, para movilizar el interés inversor sobre la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales en áreas con una concesión convencional otorgada y en donde el concesionario no desea o no posee la capacidad para explorar y explotar hidrocarburo no convencional.

Empresas estatales

No deberían existir en el futuro áreas reservadas para empresas estatales. La autoridad de aplicación debe ocuparse de dividir el territorio bajo su jurisdicción y ofertar abiertamente las áreas resultantes. No obstante, las empresas estatales que deseen compulsar y formen sociedades o consorcios con entidades privadas, o con otras entidades estatales de fuera de su jurisdicción, deberían poder acceder a la modalidad de “carry”. Se entiende que este punto queda bien entendido en el dictamen de mayoría (art. 91 bis).

Regalías

Finalmente, se modificó la regla propuesta para fijar el porcentaje de la regalía (artículo 47 de la Ley 17.319). Se intenta aplicar un método que se asemeja a la captación de renta extra o “windfall tax”.

Exploración

No existe interés por la exploración de petróleo y gas “onshore” en la Argentina actual. Un actor histórico como YPF ha reducido al máximo su presupuesto para exploración allí. Las áreas de hidrocarburo No Convencional concentran el interés casi exclusivo y, por lo tanto, se deberá pensar en incentivos “nunca imaginados” para poder atraer inversiones hacia la exploración “onshore”. Al respecto, nada se menciona en esta propuesta de modificación de la ley.

La exploración marina u “offshore” ha concitado mayor interés. Existen proyectos en marcha que, de resultar exitosos, pueden atraer mayores inversiones hacia esa franja del sector. Por ahora, no hay mucho que agregar en esto.

Incentivos

Creo que se debe evitar sancionar una ley de incentivos para cada actividad. Es el caso de la ley del GNL que tiene media sanción de la Cámara de Diputados. En todo caso, se debe analizar el RIGI, un régimen de incentivos para grandes inversiones, propuesto por la ley ómnibus.

Es un secreto a voces que la ley del GNL es de gran interés para YPF y su socio Petronas, que mantienen un proyecto conjunto para exportación masiva de GNL.

YPF S.A.

La prioridad para YPF debe ser asegurar que opere conforme a los estándares de una empresa eficiente, que logre reducir su endeudamiento y que aumente su valor de mercado. Existen negocios que no son específicos de su actividad, como YPF Agro o YPF Litio. El Estado debería estudiar la mejor forma de cesarlas, transferirlas o monetizarlas según sea el caso.

Es necesario auditar la gestión pasada para despejar cualquier indicio de corrupción, administración ineficiente y/o politizada.

El gobierno actual ha manifestado su intención de privatizarla, pero no ha dado pasos concretos para tal fin y ha retirado a YPF del listado actual de empresas estatales a privatizar. Se necesita una modificación de la ley 26.741 con mayorías especiales y la modificación del Estatuto de YPF.

Se debe tener en cuenta la cantidad de superficie que tiene YPF en Vaca Muerta (~40%), porque si se abre la puerta de la exportación masiva esta empresa, tal como está hoy, puede aportar al Estado importantes cantidades de divisas adicionales a través de los dividendos de su participación accionaria.

Es para revisar la participación de las provincias productoras en el accionariado de la empresa. En todo caso y, dado que YPF captura su renta en la industrialización y comercialización de productos en todo el territorio de Argentina, tendrían derecho a participar todas las provincias argentinas. Si prospera este concepto, deberá formar parte de una futura modificación de las leyes.

Las provincias productoras ya tienen la potestad de ser el ente concedente y de administrar y reglamentar la actividad dentro de su territorio. El PEN ha aclarado que existe una redacción equivocada en el proyecto de ley, que indicaba una invasión de atribuciones provinciales, la cual ha sido corregida.

El rol de YPF como empresa socorrista de las necesidades de otras áreas del Estado o del sector privado, a cualquier precio, debe ser revisado. A su vez, la participación dominante de YPF en el mercado global interno plantea un desafío a las intenciones declaradas del PEN para su futura privatización, aunque por el momento esto sea solo discurso.

Si se cumplen los preceptos de los párrafos precedentes, no existirían argumentos sólidos ni la necesidad imperiosa de privatizarla. En todo caso, si el sector privado desea crecer y competir con el tamaño de la actual YPF, que dicho sector tome sus riesgos, invierta y crezca. Pero en todo esto que parece muy patriótico y razonable, subyace el concepto de evitar los monopolios y los oligopolios por el que todo país debe velar. Significa entonces que el único límite que debe imponerse a YPF debería estar vinculado a la defensa de la competencia. No hay que olvidar que cerca del 49% de las acciones están en manos de privados que podrían resultar ser unos privilegiados del sector.

Referencia:

CÁMARA DE DIPUTADOS DE LA NACIÓN

SESIONES EXTRAORDINARIAS 2023 – ORDEN DEL DÍA No 1

COMISIONES DE LEGISLACIÓN GENERAL, DE PRESUPUESTO Y HACIENDA Y DE ASUNTOS CONSTITUCIONALES SUMARIO: Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos. (25-P.E.-2023.)