El abogado Tomás Lanardonne, Socio Fundador y Manager Oficina Neuquén en el estudio Martínez de Hoz & Rueda, analiza la regulación petrolera y formula propuestas para mejorarla.
La industria de los hidrocarburos argentina se encuentra viviendo un momento bisagra: continuamos con los paradigmas que nos regularon durante el último siglo de historia petrolera argentina, o decidimos convertirnos en una potencia exportadora de hidrocarburos de la mano del “no convencional”.
Esa decisión involucra abandonar viejos dogmas como el “autoabastecimiento pleno y continuo” con el producido de nuestros yacimientos, y abrazar políticas públicas dinámicas y económicamente eficientes que viabilizan proyectos que procuran un aumento rotundo de la producción y de las reservas asociadas a través de la exportación a escala de petróleo crudo. Justamente, en momentos donde existe un serio riesgo de que las reservas nunca puedan ser monetizadas (el problema de los “stranded assets”) a raíz de los desafíos que impone la denominada “transición energética”.
El marco regulatorio aplicable a la exportación de petróleo crudo es vetusto. No contempla permisos de exportación firmes y de mediano o largo plazo, no prevé garantías ante el redireccionamiento de producción al mercado interno, y no contiene la posibilidad de cesión en garantía de tales permisos de exportación. Tampoco ofrece garantías contra la aplicación de derechos de exportación; un riesgo altísimo en cualquier proyecto exportador argentino.
Año 1967: Las Bases establecidas por la Ley Federal de Hidrocarburos
La Ley Federal de Hidrocarburos N° 17.319 (LFH) fue redactada en una época durante la cual los principios asociados a (i) la “autosuficiencia” o “autoabastecimiento”, (ii) el carácter estratégico del petróleo crudo desde el punto de vista geopolítico, y (iii) al rol preponderante de la empresa nacional de hidrocarburos (National Oil Company); se encontraban fuertemente arraigados en la sociedad y en las políticas públicas energéticas. En efecto, al inicio de esa década (1960) se fundaba en Bagdad la “Organización de Países Exportadores de Petróleo”.
Por ello, de su articulado, surge claramente el principio legal del autoabastecimiento y de primacía del mercado interno por sobre el mercado externo, con los siguientes caracteres:
La comercialización de petróleo crudo es una actividad regulada por el Poder Ejecutivo Nacional; no se trata de una actividad libre.
El petróleo crudo producido en los yacimientos argentinos tiene como destino prioritario satisfacer las necesidades de hidrocarburos líquidos del mercado interno argentino. La LFH manda al Poder Ejecutivo Nacional a dictar normativa reglamentaria que “contemple la conveniencia del mercado interno”.
Durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas será obligatoria la utilización en el país de todas las disponibilidades de origen nacional de dichos hidrocarburos, salvo en los casos en que justificadas razones técnicas no lo hicieran aconsejable (e.g., incapacidad técnica de las refinerías argentinas de procesar cierto tipo de crudo producido en la Argentina). Por eso, luego la LFH establece que “las nuevas refinerías o ampliaciones se adecuarán al uso racional de los petróleos nacionales”.
El Poder Ejecutivo permitirá la exportación de hidrocarburos o derivados no requeridos para la adecuada satisfacción de las necesidades internas, siempre que los precios de exportación sean “razonables”. Esta limitación apuntaba a que no se vendieran a precios significativamente inferiores a los precios internacionales, y tenía sentido en una situación de la industria más caracterizada por los trusts norteamericanos y europeos y menor transparencia o competencia a nivel internacional (a través de la implementación de los llamados “posted prices”). Esta norma ha quedado obsoleta y debe derogarse.
Ahora bien, la LFH prevé el supuesto en donde el Poder Ejecutivo restringa las exportaciones de petróleo crudo durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas. En dicho escenario, se contemplan las siguientes reglas:
Si en dicho período el Poder Ejecutivo fijara los precios de comercialización en el mercado interno de los petróleos crudos, la LFH le impone dos límites al Poder Ejecutivo: (a) el precio domestico será igual a los que se establezcan para la respectiva empresa estatal; pero no inferiores (b) a los precios de los petróleos de importación de condiciones similares (e.g., ajustado por grado API).
Cuando los precios de petróleos importados se incrementaren significativamente por circunstancias excepcionales, no serán considerados para la fijación de los precios de comercialización en el mercado interno.
El Poder Ejecutivo siempre podría alegar este supuesto a fin de desacoplar el precio interno respecto del precio internacional. Sin embargo, esta excepción es un mecanismo de salvaguardia contra exagerados incrementos del precio internacional por cuestiones geopolíticas, que no se encuentran realmente conectadas a los incrementos propios de la volatilidad ínsita al precio internacional de los hidrocarburos.
Ahora bien, en caso de que el Poder Ejecutivo así lo entienda, los precios domésticos podrán fijarse sobre la base de los reales costos de explotación de la empresa estatal, las amortizaciones que técnicamente correspondan, y un razonable interés sobre las inversiones actualizadas y depreciadas que dicha empresa estatal hubiere realizado. Esta norma ha quedado totalmente obsoleta y no debería ser aplicable. En el mejor de los casos, y pese a que YPF no calificaría como una “empresa estatal” en los términos de la LFH, el Poder Ejecutivo podría tomar como benchmark a YPF (lo cual, naturalmente, no parecería ser una medida plausible dadas las diferencias estructurales entre YPF y otras compañías en cuanto a la estructura de costos, tasas de financiamiento, etc.). Pero insistimos, esta norma ha quedado totalmente obsoleta y no debería ser aplicable.
Permisos de Exportación bajo la Resolución 241/2017
Actualmente, en caso de que una empresa desee exportar petróleo crudo, debe registrar la respectiva operación de exportación ante la Secretaría de Energía de la Nación (SEN). En los hechos ello significa la necesidad de obtener un permiso de exportación para cada operación puntual de exportación (generalmente a través de un “cargo” en un “oil tanker”), el cual solo será otorgado si el mercado interno no requiere ese volumen. Desde el año 2004, existe un “first refusal” en favor del mercado interno.
Mediante Resolución N° 241 de octubre de 2017, la Secretaria de Recursos Hidrocarburíferos derogó la Resolución N° 1679/04 e introdujo un nuevo régimen aplicable al Registro de Exportación (el cual se encuentra a cargo de la SRH, hoy SEN) muy similar al de la Resolución N° 1679/04. El principio de supremacía del mercado interno por sobre el mercado externo continúa presente en los considerandos:
“Que en dicho marco, teniendo en cuenta las facultades emergentes de los artículos 2° y 3° del Decreto N° 645/2002, corresponde efectuar las modificaciones pertinentes en la lista de productos sujetos a la operación previa del registro, incluyéndose en ésta sólo aquellos productos cuya exportación, en las actuales condiciones del sector hidrocarburífero en el país, requiere de un análisis previo de esta Secretaría destinado a verificar que tal exportación no implique un riesgo para la adecuada satisfacción de las necesidades internas”.
Al igual que la Resolución N° 1679/04, la operación de registro constituirá un requisito obligatorio y trámite previo ineludible para la exportación (art. 4°).
El artículo 5° establece que:
«Dentro de los diez (10) días hábiles de haberse presentado debidamente completa la solicitud de registro de exportación, esta Secretaría, de corresponder, emitirá la constancia de registro de la operación de exportación […]”.
En forma similar a la Resolución N° 1679/04, los artículos 6° y 7° regulan el mecanismo a cumplir, previo a la emisión de la operación de registro por parte de la SRH:
“ARTÍCULO 6°.- Las empresas interesadas deberán demostrar, previo a obtener la autorización de la operación de exportación, que se le ha otorgado a los potenciales agentes del mercado interno que pudieran estar interesados, la posibilidad de adquirir dicho producto. A tales fines, las empresas mencionadas deberán presentar una declaración jurada que, como mínimo, deberá contener:
a) Publicación en la página web del Ministerio de Energía y Minería, por parte de la empresa interesada, de una Oferta de Venta del producto a ser exportado, dirigida a toda la cadena comercial autorizada para operar.
b) Mención de que no ha recibido oferta alguna de compra del producto a ser exportado.”
“ARTÍCULO 7°.- La Oferta de Venta a la que se hace referencia en el artículo anterior deberá contar, como mínimo, con la siguiente información:
Producto:
Calidad:
Precio:
Volumen ofrecido:
Condiciones de entrega:
Período de entrega:
Las ofertas de venta deberán contar con una validez mínima de CINCO (5) días hábiles.
En ningún caso se les podrá solicitar a los potenciales compradores condiciones comerciales discriminatorias o que, directa o indirectamente, hagan inaccesible la oferta para la demanda interna.
Los potenciales compradores podrán optar por adquirir la totalidad o parte del volumen ofrecido.”
Respecto a la Resolución N° 1679/04, (i) se eliminó la prohibición de que el precio ofrecido por los productores a los refinadores no podría ser superior al precio vigente en el “mercado interno” para petróleos crudos de calidades equivalentes o similares; (ii) pero se mantuvo la prohibición de ofrecer condiciones comerciales discriminatorias, o que directa o indirectamente hagan “inaccesible” la oferta para la demanda interna.
A fin de cumplir con el primer extremo (i.e., prohibición de ofrecer condiciones comerciales discriminatorias), el productor debería demostrar que el trato otorgado al potencial comprador es el mismo que el otorgado a otros potenciales compradores mutatis mutandi según las condiciones de pago(e.g., a 30 o a 60 o a 90 días, en Dólares o en Pesos, etc.), los volúmenes adquiridos, los costos de flete, y los costos impositivos.
Con respecto al segundo extremo, ¿Cómo demostrar que la oferta no es, directa o indirectamente, “inaccesible” para la demanda interna? Con este extremo, el Poder Ejecutivo parece haber procurado asegurarse un criterio extremadamente amplio y subjetivo. En efecto, ¿qué significa “inaccesible”? ¿Para qué sector? ¿Residencial? ¿Agro? ¿Industrial? ¿Transporte? ¿Con respecto a qué? En el caso de las personas físicas: ¿Salario? ¿Porcentaje de la canasta básica? En el caso de las personas jurídicas: ¿Facturación anual? ¿Ganancias anuales?
Si uno soslaya tales dificultades, y se remite a un test únicamente objetivo, se debería solamente preguntar si el comprador (i.e., refinerías) puede hipotéticamente, bajo la normativa aplicable, trasladar a sus clientes el precio ofrecido por los productores.
Ahora bien, si la respuesta al test enunciado en el párrafo anterior es afirmativa (es decir, la normativa no prohíbe el traslado del mayor precio), entonces la oferta formulada por el productor sería “accesible” para el comprador. Por ende, si la oferta fuera rechazada por el comprador, y el productor solicita la “constancia de registro” en los términos de la Resolución SRH N° 241/17, la misma debería ser otorgada por la SEN.
Queda claro que un régimen como el actual no es idóneo para viabilizar proyectos de exportación de petróleo crudo a escala.
3. El Régimen Promocional (Decreto N° 929/13): Un Punto de Partida El Decreto N° 929/13, modificado por Ley N° 27.007 de 2014, establece los siguientes beneficios para aquellos proyectos inscriptos ante la SEN que inviertan US$250 millones (o más) durante los primeros 3 años:
“Art. 7° — En los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento en los términos del artículo 6° de la Ley Nº 17.319, los sujetos incluidos en el presente REGIMEN PROMOCIONAL gozarán, a partir del [tercer] año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos susceptible de exportación de acuerdo a lo previsto en el primer párrafo del artículo anterior [20% en el caso de proyectos de explotación “on shore” convencional o no convencional], un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables.
La Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas establecerá por vía de reglamentación a tales fines un mecanismo de compensación pagadero en pesos.
En este supuesto, los productores de hidrocarburos enmarcados en el presente régimen, 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 de acuerdo a lo dispuesto en el primer párrafo del artículo 6°, más el importe correspondiente, en su caso, a las compensaciones recibidas en virtud del presente artículo, 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 al menos el importe previsto en el artículo 3°”.
Es decir, en dicho supuesto, el productor beneficiario tiene derecho (i) a recibir de parte del Estado la diferencia entre el precio efectivo de venta en el mercado interno y el precio export parity (exento de cualquier derecho de exportación aplicable); y (ii) a transferir dichos fondos al exterior en caso de que existieran restricciones cambiarias.
Es de público conocimiento que el Poder Ejecutivo se encuentra redactando un proyecto de ley que otorgue incentivos para el relanzamiento a escala de la actividad petrolera. Dicho régimen promocional apuntaría a robustecer algunas de las garantías previstas en el Decreto N° 929/13 e incluir otras.
Sugerencias Conceptuales de Modificaciones al Marco Regulatorio
Comencemos con las certezas. Es sabido que existen recursos de petróleo crudo suficientes para abastecer la Argentina por décadas y generar “saldos exportables”. Seguramente lo suficiente hasta que el “energy transition” llegue a su punto cúlmine (i.e., el día en que el consumo de hidrocarburo liquido pase a ser marginal). Por ende, hoy existe certeza de que hay hidrocarburo líquido para exportar durante las siguientes décadas. Es más, existe un riesgo serio de que tales recursos se conviertan en “stranded assets” tanto para los concesionarios como para las Provincias, ante los desafíos de la denominada “transición energética”.
Por ello, se hace necesario reformular el dogma del autoabastecimiento entendiéndolo como un concepto dinámico y eficiente desde el punto de vista económico. En mi opinión le conviene a un país asegurar la firmeza de contratos de exportación a plazo, si con las divisas generadas por dicho negocio, cuenta con fondos suficientes para importar de forma esporádica cuando el mercado doméstico lo necesite. Con tales fondos también se asegura la posibilidad de establecer fondos contracíclicos para mitigar potenciales aumentos abruptos en el precio de los combustibles en el mercado interno. En definitiva, un país puede importar hidrocarburos a pesar de que continúe exportando, y la regulación debe prever esa situación a fin de asegurar el respeto de los permisos y contratos de exportación a plazo.
Por otra parte, existe una gran incertidumbre y la misma consiste en si los inversores nacionales y extranjeros confiarán en el Estado Argentino para hundir su capital y exponerlo al riesgo del “obsolescing bargain” propio de la explotación de recursos naturales.
Por todo ello, es necesario establecer un marco regulatorio con jerarquía de ley que brinde las siguientes garantías o derechos:
Derecho del concesionario a exportar libremente su producción. Dicha “libertad” incluye el derecho a elegir libremente su cliente, el tipo de contrato (venta spot o venta a plazo, o un mix de ambas), el precio de exportación, el puerto de embarque, el INCOTERM, el volumen y la cantidad de cargos de exportación por mes y/o año (según el caso), el plazo de pago, y la moneda de pago.
Para armonizar el principio de autoabastecimiento eficiente con el derecho a exportar, el test a realizarse por la SEN previo a la emisión del permiso firme deberá incluir: (a) niveles de inversión comprometida (previendo la flexibilidad de bajas en la inversión ante disminución del precio internacional del petróleo crudo), (b) estimación de volúmenes de producción (previendo expresamente que se trata de una estimación, dada la incertidumbre propia asociada al factor geológico), (c) las necesidades del parque refinador local (previendo el tipo de crudo requerido), y (d) los volúmenes a exportarse en un periodo mensual y anual. La regulación debe contener un procedimiento claro, reglado y con plazos expeditos que no den margen a la demora estatal (a tal punto que debería establecerse que el silencio de la Administración significará la aprobación del respectivo permiso).
Garantía de no aplicación de derechos de exportación o cualquier otro tipo de tributo que grave la exportación. En caso de que el Estado quisiera capturar una renta extraordinaria (un escenario difícil dadas las perspectivas de precio de los hidrocarburos para los próximos 20 años, pero siempre posible dada la volatilidad propia del sector), entonces se deberá prever por anticipado un derecho de exportación exclusivamente aplicable sobre la diferencia entre un “precio base” (por encima de los USD75/Bbl) y el respectivo precio efectivamente cobrado por el exportador.
Derecho a obtener un permiso de carácter firme que no podrá ser interrumpido por el Estado aun en periodos puntuales de desabastecimiento del mercado doméstico, y con plazos extensos que aseguren el financiamiento y repago del respectivo proyecto productivo. Derecho a ceder el respectivo permiso de exportación a terceros (típicamente entidades financieras o los mismos compradores) a fines de garantizar el financiamiento eventualmente tomado a fin de desarrollar el proyecto productivo.
Garantía de que en caso de interrupción del permiso por parte del Estado, exista un mecanismo automático de resarcimiento que asegure que el volumen redireccionado al mercado interno reciba en su conjunto un precio no inferior al precio de paridad de exportación (dado que el export parity sería el benchmark utilizable en un país exportador como sería la Argentina). Los consumidores del mercado doméstico podrán pagar un precio inferior (si el Estado así lo entiende pertinente), pero en ese caso deberá ser cubierto por el Estado utilizando los fondos contracíclicos acumulados a raíz de las divisas que ingresen a la Argentina como consecuencia de las exportaciones. Otra alternativa de compensación sería el otorgamiento de certificados de compensación fiscal utilizables para el pago de cualquier impuesto nacional y transferibles a terceros.
Naturalmente, un régimen de exportación firme dictado en forma aislada no brindaría incentivos suficientes a los inversores. Es necesario que sea complementado con, por lo menos, una garantía de estabilidad fiscal por un plazo que abarque el desarrollo del proyecto productivo, una garantía de tipo cambiaria, una garantía de acceso a tribunales de arbitraje internacionales para la resolución de disputas entre el Estado y el inversor, y una garantía de libre negociación de un convenio colectivo de trabajo que contemple los intereses del sector trabajador y el sector empresarial.
La oportunidad es ahora. Y la ventana temporal para aprovecharla no es extensa. ¡Vamos Argentina!
Fuente: EconoJournal