Comentarios al Proyecto de Ley de Hidrocarburos

Por Lic. Cristian Alberto Folgar
20 de Septiembre de 2014
www.cristianfolgar.com.ar
cristianfolgar@gmail.com

Resumen Ejecutivo

• Del análisis integral del proyecto de ley surge claramente que las modificaciones previstas no son pensadas “fundamentalmente” para potenciales inversores internacionales. Las modificaciones son pensadas “fundamentalmente” para mejorar la posición de YPF respecto de las Provincias o de las empresas petroleras provinciales.
• Un aspecto positivo del proyecto es que las Provincias acuerdan unificar las tasas de ingresos brutos en el 3%, se fijan criterios uniformes para la aplicación del impuesto de sellos y los Municipios acuerdan no crear tasas específicas o incrementar las existentes, excepto ante modificaciones del alcance general. Si bien este aspecto es ciertamente positivo, en nuestro país jamás una empresa petrolera importante tomó la decisión de entrar, salir, invertir o no invertir en función de los impuestos municipales o provinciales.
• Otro aspecto positivo del proyecto es que las Provincias y la Nación acordarán las condiciones de futuros pliegos de licitación. Es mejor tener un criterio común a tener uno por Provincia. Ahora bien, las petroleras importantes negocian contratos en África, en Irak, en Irán, en Venezuela, en Rusia, con los talibanes, en Uganda, en Nigeria, etc. ¿Alguien cree que si el negocio es interesante no invertirán porque Neuquén ofrece contratos distintos en comparación con Salta? Estas empresas tienen mas experiencia en contratos y licitaciones que en interpretación de líneas sísmicas.
• Se establecen distintos plazos para permisos de exploración según el tipo de hidrocarburo (convencional o no convencional) y la locación geográfica (on shore y off shore). Se establecen también distintos plazos de concesión según el tipo de hidrocarburo y ubicación geográfica.
• Asimismo se establece la posibilidad de reducir el porcentaje de regalías a aplicar según las características de los proyectos.
• Para aquellos proyectos que superen montos de inversión por 250 millones de dólares se le otorgan los beneficios del decreto 929/2013.
• Se extienden los beneficios del decreto 927/2013 para la importación de bienes y servicios para las empresas inscriptas en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas.
• Mientras en algunos casos se busca “unificar criterios” (impuestos, pliegos de licitación o contratos), por otro lado se generen muchas situaciones particulares (plazos de permisos o concesiones, montos de regalías, beneficios cambiarios o aduaneros). Muchas de las situaciones particulares quedan sujetas a la “discrecionalidad de la administración”.
• Resulta paradójico que en algunos aspectos se busque unificar criterios y en otros se busque justamente lo opuesto, todo ello en el mismo acto legislativo.
• Respecto a los beneficios que reciben quienes invierten mas de 250 millones de dólares, si una empresa invierte 50 millones de dólares en un año y duplica las reservas o la producción no tiene “beneficios”. La discriminación es curiosa, se hace por el tamaño de la inversión y no por su eficacia. A quienes pueden invertir mucho se les da todo, y a los no tan grandes (aunque sean eficaces) nada.
• Posiblemente el aspecto mas controversial del proyecto se refiere al denominado “acarreo”. ¿Qué es el acarreo?. Es el mecanismo por el cual el dueño del recurso (en este caso las Provincias o la Nación según el caso) se asocia con quien invierte, y éste realiza las inversiones por ambos. El dueño del recurso devuelve su parte (ajustada por intereses) con lo producido del área. El “acarreado” pone el recurso y devuelve lo invertido por su socio en caso de éxito.El acarreo tiene un impacto financiero que dependerá del costo del capital del socio y de la tasa que se aplique para la devolución, y recarga todo el riesgo exploratorio en el socio pues si el proyecto fracasa el “acarreado” no devuelve nada.¿El “acarreo” espanta inversores? No, el problema de YPF es que necesita que las provincias no se sumen a los proyectos siendo “acarreadas”. Si los inversores acuerdan con las Provincias, ¿Para qué necesitan a YPF?                                                                                                                       Como YPF no puede conseguir los fondos necesarios para desarrollar en gran escala los hidrocarburos no convencionales necesita del “acarreo”.
• El proyecto de Ley no elimina o prohíbe el acarreo, sólo limita al titular del recurso. Así, las provincias no podrían ser acarreadas pero YPF sí.

Análisis del Proyecto de Ley

Se analizarán a continuación en mayor detalle los aspectos salientes del Proyecto de Ley

1. Plazos de los Permisos de Exploración

1.1. La ley 17.319 establece actualmente 3 períodos de exploración: El primero de 4 años, el segundo de 3 años y el tercero de 2 años. Se establece un período de prorroga de 5 años. Para el off shore se incrementa cada período en 1 año.

1.2. En el proyecto de ley se establecen dos períodos si el objetivo son hidrocarburos convencionales, ambos períodos son de 3 años mas una prórroga de 5 años.

1.3. En el proyecto de ley se establecen dos períodos si el objetivo son hidrocarburos no convencionales, ambos períodos son de 4 años mas una prórroga de 5 años.

1.4. En el proyecto de ley se establecen dos períodos si el objetivo son convencionales en el off shore, ambos períodos son de 4 años mas una prórroga de 5 años.

1.5. Nada se dice sobre la eventualidad de la explotación con objetivos no convencionales en el off shore.

1.6. Desde el punto de vista fáctico no queda claro como se puede identificar ex ante si se explora para convencionales o no convencionales. Si puede iniciar previendo cualquiera de los dos y luego con los resultados concluir que el potencial se da en el otro tipo de hidrocarburo.

1.7. El proyecto no establece quien determina el objetivo de la exploración en convencional o no convencional. ¿Lo hace la Autoridad de Aplicación o lo hace el Permisionario?. Pareciera que lo hace la Autoridad de Aplicación, pero no queda claro.

1.8. Actualmente la ley de hidrocarburos (17.319) establece que: “Ninguna persona física o jurídica podrá ser simultáneamente titular de más de cinco (5) permisos de exploración ya sea en forma directa o indirecta.”

1.9. El proyecto de ley elimina esa restricción y libera la cantidad de permisos de exploración que una empresa de manera directa o indirecta puede tener. Si bien el número de 5 permisos es discrecional, la intención es que ninguna empresa pueda acumular muchos permisos abriendo el juego hacia otros potenciales interesados.

1.10. Quizás una fórmula intermedia mas razonable sería establecer que superados los 5 Permisos de Exploración de manera directa o indirecta se deberá requerir la autorización previa de la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia. De esta forma no se impide que una empresa tenga mas de 5 Permisos pero se tiene el resguardo de un análisis previo cuando se acumulan muchos permisos.

2. Concesiones de Explotación

2.1. Se modifica la ley actual creando dos tipos de concesiones de explotación.

2.2. Un tipo de concesión es para explotar “primariamente” hidrocarburos no convencionales y la otra es para explotar “primariamente” hidrocarburos convencionales.

2.3. Se introduce la posibilidad que desarrollos de explotación terciaria, de hidrocarburos extra pesados o de desarrollos costa afuera, reciban el beneficio de una reducción de hasta el 50% de las regalías a pagar. En realidad la ley actual ya preveía que la Autoridad de Aplicación podría reducir del 12% al 5% las regalías con lo cual la modificación no agrega mucho mas que confusión respecto de la norma actual.

2.4. Al igual que en el caso de los permisos de exploración, la ley actual prevé un máximo de 5 concesiones de explotación por empresa de manera directa o indirecta. Al respecto son aplicables las mismas

consideraciones que las realizadas en el punto 1.10.

2.5. Actualmente la ley establece plazos de concesión de 25 años mas 10 de prorroga eventual para cualquier tipo de concesión.

2.6. El proyecto deja ese plazo para las concesiones on shore de hidrocarburos convencionales. Para las concesiones off shore fija un plazo de 30 años. Para las concesiones de hidrocarburos no convencionales fija un plazo de 35 años mas un período inicial de hasta 5 años para hacer un programa piloto. Es decir, en este último caso el plazo podría ser de 40 años.

2.7. En todos los casos las prórrogas serían de 10 años.

2.8. Si bien cualquier plazo tiene cierta dosis de discrecionalidad, no parece lógico que una concesión on shore de no convencionales tenga 40 años de plazo y uno off shore convencional tenga 30 años.

El consenso generalizado en la industria es que los no convencionales on shore tienen menos costo y menor riesgo de desarrollo que la plataforma continental. ¿Por qué habría que darle 40 años a los menos riesgosos y 30 a los mas riesgosos?

2.9. Cualquiera sea el plazo que se fije, debe ser coherente, estos no lo son.

2.10. ¿Y si en lugar de poner un plazo de concesión se permite a quien descubre el yacimiento que lo explote hasta agotarlo? Sería un buen incentivo para los inversores, reduce el riesgo regulatorio de la discusión de los plazos e incrementa el incentivo de maximizar reservas (la concesión cuando se queda sin reservas hay que revertirla).

2.11. El criterio de los plazos de concesión tiene como supuesto que lo que se asigna es un “área” y el derecho a explotarla en el tiempo. Eso permite que el concesionario “regule” el ritmo de las inversiones a lo largo del tiempo. Si se le asignara a cada concesionario una superficie equivalente al lote descubierto, la

posibilidad de especular “guardando km2 para mas adelante” desaparece.

2.12. De hecho en la minería funciona este principio, quien descubre un yacimiento puede explotarlo hasta agotarlo. Replicar lo mismo en los hidrocarburos no sería tan complicado, sólo requiere que la Autoridad de Aplicación otorgue inicialmente sólo una superficie equivalente al descubrimiento realizado, pudiendo el inversor conservar la superficie remanente como Permiso de Exploración (sujeto a las condiciones de cada Permiso).

2.13. ¿Qué ocurre hoy? Se dan como concesiones de explotación áreas muy grandes que exceden el descubrimiento. Entonces el concesionario tiene todo el plazo de la concesión para explorar el área remanente.

2.14. La fórmula propuesta por el nuevo proyecto no genera incentivos para aumentar la exploración, sólo aumenta los incentivos para retener áreas y explorarlas a conveniencia del concesionario y no del titular del recurso. Obviamente el inversor prefiere que le den mayor plazo de concesión por la mayor cantidad de km2 posibles. Pero en ese caso se están dando los incentivos contrarios a los intereses de las provincias y la Nación. A ambos les conviene que se potencie la actividad exploratoria o la explotación, no que se especule temporalmente con la titularidad de las concesiones.

2.15. En proyecto de ley reglamenta el mecanismo de cobro de un bono por eventuales prorrogas de concesiones y establece que en la primer prorroga el máximo de las regalías puede pasar al 15% (durante el período básico es de 12%) y en las siguientes prorrogas no puede exceder el 18%.

3. Empresas Provinciales, Enarsa y el acarreo

3.1. El proyecto de ley establece que no se podrán realizar a futuro reservas de áreas a favor de empresas provinciales o Enarsa.

3.2. Las áreas actualmente reservadas y que no estén incluidas en contratos de asociación con terceros serán “liberadas”.

3.3. El proyecto prohíbe el “acarreo” a favor de los titulares del dominio de los hidrocarburos pero nada dice entre los socios de cualquier consorcio. Con lo cual las empresas provinciales a futuro no podrían beneficiarse del acarreo pero YPF sí.

3.4. Este es probablemente el punto más polémico del proyecto. No se prohíbe el “acarreo”. Se prohíbe que lo usen a futuro los titulares del dominio de los hidrocarburos.

3.5. Esto es funcional SOLO a YPF para de esta manera conseguir que potenciales inversores le financien a YPF su participación en futuros desarrollos.

3.6. Así las empresas provinciales se privan del beneficio del acarreo pero los inversores privados de YPF podrían recibir los beneficios.

3.7. Lo paradójico es que dentro de los accionistas de YPF hay “hedge funds” (algunos conocidos como fondos buitres) y dentro de las empresas provinciales no.

3.8. El gobierno que hace actos contra los buitres, acusa a los buitres de entablar una conspiración en su contra, envía al Congreso un proyecto de ley para beneficiarlos.

3.9. Entre los habitantes de las provincias petroleras y los hedge funds accionistas de YPF, el gobierno elige a estos últimos.

3.10. No es usual que un gobierno que se siente acosado por los hedge funds promueva una ley para beneficiarlos.

4. Beneficios para empresas que inviertan mas de 250 millones de dólares en 3 años en proyectos aprobados por el PEN.

4.1. El proyecto otorga los beneficios del decreto 929/2013 (conocido como decreto Chevron) a los proyectos de mas de 250 millones de dólares en tres años que sean previamente aprobados por el PEN.

4.2. El principal beneficio que se otorga es que se les garantiza un X% de hidrocarburos de libre disponibilidad que se pueden exportar sin derechos de exportación y que esas divisas generadas por esa exportación no tienen que ser liquidadas en el país.

4.3. Si la explotación es convencional el 20% se puede exportar y el 100% de las divisas generadas pueden no ser ingresadas al país.

4.4. Si la explotación es no convencional el 20% se puede exportar y el 100% de las divisas generadas pueden no ser ingresadas al país.

4.5. Si la explotación es off shore el 60% se puede exportar y el 100% de las divisas generadas pueden no ser ingresadas al país. En este caso se entiende por off shore cuando la distancia del lecho marino con la superficie supere los 90 metros.

4.6. En caso que los % arriba descriptos fueran necesarios para el mercado interno, esos volúmenes se pagarían al precio de paridad de exportación (sin derechos de exportación) y se les permitiría cobrar divisas en el mercado local para remitirlas al exterior.

4.7. Lo sorprendente de esta decisión es que la discriminación no se realiza por la eficiencia o eficacia de las inversiones sino por su monto o por tipo de hidrocarburo.

4.8. Si una empresa invierte 100 millones de dólares en un año y triplica su producción, no recibe nada como beneficio. En cambio una empresa solo por invertir MAS es tratada de manera diferencial.

4.9. Es de esperar que las empresas de menor tamaño y especialmente las nacionales aspiren a tener los mismos beneficios para nuevas inversiones, sin depender del monto total de inversión.

5. Inversiones en las Provincias y Acuerdo de las Provincias sobre impuestos.

5.1. Se establece un 2,5% sobre el proyecto aprobado que reciba beneficios que los inversores deberán destinar a las Provincias en donde se realice la inversión. Adicionalmente a ello la Nación aprobará inversiones particulares en dicha provincia.

5.2. Las Provincias acuerdan no incrementar las alícuotas de Ingresos Brutos por encima del 3%.

5.3. Las Provincias o Municipios no crearán nuevos tributos ni crearán nuevos, salvo tasas retributivas de servicios y las contribuciones de mejoras o incremento general de impuestos.

5.4. Las Provincias se comprometen a no incrementar el impuesto a los sellos, ni aplicarlo sobre los instrumentos financieros que sirvan para estructurar los proyectos de inversión o para garantizarlos.