(Publicado en Carta Energética Año VI, Volumen Nº 22, Septiembre 2014, Montamat & Asoc.).
Por Mauricio E. Roitman
El pasado 16 de septiembre se firmó un acuerdo federal de hidrocarburos entre el Estado Nacional y los gobernadores de la OFEPHI. Dicho Acuerdo, enviado al parlamento en la forma de proyecto de ley, consta de dos anexos, uno que da forma a programas fiscales y tributarios estables y homogéneos a ser aprobado también por las legislaturas de las provincias firmantes y los municipios correspondientes (Anexo I), y otro que incluye las reformas a la ley 17.319. En particular, las modificaciones se refieren principalmente a los siguientes temas: 1) plazos para exploración y explotación diferenciados por tipo de yacimiento, 2) mantenimiento de alícuotas de regalías; aportes de la industria mediante responsabilidad social empresaria y del Estado Nacional para infraestructura, 3) mecanismos de adjudicación de áreas por licitación competitiva, 5) mecanismos de promoción de inversiones, y 6) promoción de una legislación ambiental uniforme.
Dentro de las modificaciones que propone el proyecto enviado al parlamento se destacan dos aspectos. El primero es el relativo a los cambios en los plazos para la exploración y explotación de los distintos tipos de yacimientos. El segundo es el derecho que se otorga para que un concesionario de una explotación convencional solicite dentro de su área una nueva concesión no convencional. A continuación se presenta un breve análisis de estos.
1. a) Acortamiento de los plazos de los permisos de exploración.
Actualmente, la ley Nº 17.319 establece en su artículo 23 un plazo básico conformado por tres períodos de 4, 3, y 2 años respectivamente, y un período de prórroga de hasta 5 años. Para las exploraciones en la plataforma continental cada uno de los períodos del plazo básico se puede incrementar en un (1) año.
El proyecto (art. 1º) divide el período de plazo básico en convencional y no convencional y los acorta respecto de la ley actual. En convencional, el plazo básico incluye dos períodos de 3 años cada uno, y luego un período más de prórroga por 5 años. En no convencionales, el plazo básico también incluye dos períodos pero de 4 años cada uno, y un período de prórroga de 5 años. De igual manera que en la ley vigente, para las exploraciones en la plataforma continental cada uno de los períodos del plazo básico se puede incrementar en un (1) año.
El cambio es positivo para evitar que quien obtiene un permiso especule con un negocio de tipo inmobiliario y porque intenta que las inversión exploratoria sea más agresiva. Sin embargo, existen dos problemas que subyacen a esa iniciativa. El primero es que no resuelve el mal uso de las cesiones de áreas, que han sido las herramientas utilizadas para monetizar la renta obtenida con los permisos a empresas sin experiencia petrolera. El segundo problema es que impone una mayor carga financiera a los proyectos ya que una mayor inversión exploratoria en menor tiempo requiere una mayor capacidad para financiar las amortizaciones de capital que se generan.
1. b) Establecimiento de plazos de concesiones de explotación diferenciados.
El proyecto establece los siguientes plazos para las concesiones de explotación en su artículo 9º:
a) 25 años para convencionales (art. 35, Ley 17.319, para todo tipo de concesiones).
b) 35 años para no convencionales (No estaba en la Ley 17.319).
c) 30 años para explotación costa afuera (No estaba en la Ley 17.319).
Esta modificación, junto con la conversión de áreas convencionales en no convencionales, resulta una de las más polémicas y al mismo tiempo las que menos atención recibieron en la negociación entre YPF y los gobernadores de las provincias petroleras.
Si bien los proyectos de inversión mejoran levemente su Tasa Interna de Retorno (TIR ) y su Valor Actual Neto (VAN) cuando se extiende el plazo de las concesiones no convencionales de 25 a 35 años, no parece resultar esa la variable fundamental que determina la decisión de hundir capital como inversión. El alto costo del capital –propio y de terceros-, por alto riesgo país, de default, político y regulatorio, hace que los flujos futuros de fondos, una vez descontados, sean muy castigados y casi irrelevantes para evaluar la factibilidad del proyecto. La razón tampoco parece surgir del distinto perfil productivo de los pozos: las inversiones más importantes y la producción obtenida son ambos de gran magnitud al comienzo del período mientras que esta última rápidamente declina, estabilizándose en valores bastante más bajos durante largo tiempo. Es decir, tanto los costos como los ingresos determinantes del proyecto se dan al comienzo.
Operadores y
empresas de servicios petroleros han comentado que para traer equipos a
Argentina deberían tener tasas de retorno de entre 25% y 30% en dólares. Ello
hace que las tasas internas de retorno (TIR) requeridas por los proyectos de no
convencionales no resulten suficientes para atraer inversión privada de riesgo
en la cuantía necesaria.
La búsqueda de un entorno macroeconómico apto para los negocios, con baja inflación y libre de restricciones cambiarias, y la baja de costos operativos mediante la inversión en infraestructura estatal –Ej.: transporte por ferrocarril para agentes de sostén y sistemas de acueductos para provisión de agua- deberían figurar antes en el ranking de prioridades.
Otra variable de relevancia e impacto en la factibilidad económica de los proyectos, soslayada rápidamente de la discusión pero planteada correctamente por los gobernadores, es el tema del precio en boca de pozo del petróleo y el gas. La separación del precio interno del internacional mediante derechos de exportación (petróleo) o regulación (gas), bajó los ingresos por regalías de las provincias y la base imponible del impuesto a los ingresos brutos con cuantiosas pérdidas para esas jurisdicciones, sin adentrarnos en el contrafáctico de calcular la caída de inversión que ello indujo en los últimos años.
Volviendo al plazo, su extensión no es gratuita. Se está cediendo un derecho económico sobre un recurso natural que posee una valuación de mercado. Esa valuación del “derecho a” o de la “opción de” surge de las licitaciones competitivas, las cuales no se harán si hay plazos más largos, prórrogas, prórrogas de prórrogas y transformaciones de concesiones convencionales en no convencionales como propone el proyecto. La negociación bilateral de estos casos no competitivos (Empresa – Estado Concedente) le evita a la empresa tener que revelar su verdadera valuación del derecho a adquirir. El perdedor de la renta es quien ejerce el dominio originario del recurso, al tiempo que tampoco tiene una garantía que en este entorno macroeconómico prosperen las inversiones.
Si lo que se quiere motivar es más inversión hoy, dada las condiciones macroeconómicas imperantes, la extensión de los plazos no lo logrará en forma sustancial ya que no afectará significativamente la factibilidad económica de los proyectos. Sin embargo, de volver a una situación de estabilidad macroeconómica con esos derechos otorgados se estarán transfiriendo cuantiosas rentas a su propietario por el solo hecho de poseerlos. Esa renta potencialmente transferida es la que quiere ofrecer YPF para hacer atractivo el negocio como forma de contrarrestar el costo que la inestabilidad macroeconómica le infringe a sus proyectos. Con estabilidad macroeconómica y sin restricciones a la disponibilidad de divisas no hay necesidad de esa renta extraordinaria, arrancada a los poseedores del dominio originario.
Asimismo, un marco regulatorio de reglas generales (no particulares y discrecionales como sigue proponiendo este proyecto), donde YPF deba competir de igual a igual con los otros actores privados sin privilegios, no solo redundará en incentivos al crecimiento de la inversión de aquellos sino también de la propia YPF. Una empresa estatal que no compita y que por ende pierda interés en mantener sus costos a raya dará lugar a rentas que querrán ser aprovecha-das por grupos de interés vinculados a la actividad que harán cada vez más complicada la su gestión en el futuro, como ya ha ocurrido en reiteradas ocasiones. El caso de la reforma del mercado petrolero mexicano, intentando desmantelar el monopolio de la estatal PEMEX, es una lección más para entender que el norte de este proyecto es equivocado.
2. Se otorga el derecho para que un concesionario de explotación convencional solicite dentro de su área una nueva concesión para proyectos no convencionales.
El proyecto, en su artículo 5º, otorga el derecho para que un concesionario de explotación convencional pueda solicitar, dentro de su área, una nueva concesión para proyectos no convencionales siempre que comprometa las inversiones necesarias.
Esta cesión de derechos es perjudicial para las provincias, las cuales podrían licitar nuevamente las áreas al vencimiento de las actuales concesiones o establecer algún tipo de acuerdo para licitarlas antes. Mediante ese procedimiento las jurisdicciones provinciales podrían establecer nuevas condiciones para capturar renta petrolera en el período siguiente.
Por ejemplo, llevando esta potestad al límite YPF estaría en condiciones de seguir haciendo acuerdos como el de Chevron que le permitan prorrogar algunas de sus concesiones que vencen en el 2027 hasta el 2072 (35 + 10) sin permitir una nueva licitación provincial de esas áreas. Esto vacía las facultades provinciales en materia de ejercicio del dominio originario por varias décadas y traslada la captura de renta potencial de las provincias a la empresa. Sumado a ello, aparece la eliminación de las limitaciones estructurales a la cantidad de permisos de exploración y concesiones de explotación mediante sendas modificaciones a los artículos 25 y 34 de la ley 17.319 (art. 2º y 8º del proyecto), que de hecho YPF venía incumpliendo. El resultado es menos información de cuanto el mercado valúa esos derechos, menos competencia, menos transparencia y menos renta para las provincias.
La paradoja es que mientras el artículo 11 del proyecto establece que los permisos y concesiones serán adjudicados mediante licitaciones competitivas, el mismo proyecto habilita más mecanismos como los comentados antes para evitarlas.
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