La Prórroga de las concesiones de explotación petroleras y la necesidad de Inversiones en búsqueda de mayores reservas de Hidrocarburos
Marta B. Miguens*
1. Efectos del traspaso del dominio sobre los hidrocarburos y la facultad de prorrogar por parte de las Provincias [arriba]
En función del análisis efectuado por el Dr. Orlando De Simone en el último número de esta Revista, sobre la sanción de la Ley 26.197 que modificó la Ley 17.319 (Ley de Hidrocarburos), resaltando esencialmente la transferencia del dominio sobre los hidrocarburos subyacentes a las provincias o al Estado Nacional dependiendo de su ubicación, rescataré de entre las varias consecuencias que produjo la sanción de dicha norma, uno de los temas que ocupan a los diferentes actores de la industria del petróleo y del gas, cual es el de la prórroga de las concesiones de explotación.
Y la razón de la elección del tema es porque Argentina, a pesar de la vasta normativa que existe en materia hidrocarburífera, es novel en prórrogas de concesiones de explotación y/o transporte otorgadas por el Poder Ejecutivo Nacional, por cuanto recién a partir de los decretos complementarios de la Ley 17.319, sancionados entre 1989 y 1991, es que se comenzaron a otorgar concesiones tanto por licitaciones cuanto por reconversión de contratos preexistentes.
Vale decir que ninguna concesión en Argentina cuenta con una antigüedad superior a los 16 años, resultando entonces que los primeros vencimientos de dichos contratos se producirán a partir del año 2015.
partir de la Ley 24.145 y la Reforma Constitucional de 1994, los decretos reglamentarios 1955/94 y 543/03, fueron preparando el camino para que finalmente la Ley 26.197 consagrara las once titularidades hidrocarburiferas argentinas, las cuales están distribuidas entre Chubut, Formosa, Jujuy, La Pampa, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Salta, Santa Cruz, Tierra del Fuego y ENARSA como brazo ejecutor de los negocios energéticos federales.
La Ley 26.197 establece en el art. 2. A partir de la promulgación de la presente ley, las provincias asumirán en forma plena el ejercicio del dominio originario y la administración sobre los yacimientos de hidrocarburos que se encontraren en sus respectivos territorios y en el lecho y subsuelo del mar territorial del que fueren ribereñas, quedando transferidos de pleno derecho todos los permisos de exploración y concesiones de explotación de hidrocarburos, así como cualquier otro tipo de contrato de exploración y/o explotación de hidrocarburos otorgado o aprobado por el Estado nacional en uso de sus facultades, sin que ello afecte los derechos y las obligaciones contraídas por sus titulares.
En razón de la transferencia así operada del dominio de los hidrocarburos a las provincias y, en virtud de ello, de la creación o redimensionamiento de once diferentes autoridades concedentes de los derechos sobre áreas hidrocarburíferas, en jurisdicción de cada una de ellas, cabe centrar en primer término el análisis de las eventuales prórrogas en las concesiones de explotación de hidrocarburos (de cuyos plazos legales con vencimiento próximo, deviene la preocupación de las compañías productoras y sus decisiones de hacia dónde orientar sus inversiones), con las consecuencias energéticas para la matriz nacional, económicas para el desarrollo del país en general, y socio- laborales para las personas físicas y jurídicas que se nutren de esta industria.
2. Valoración económica de la prórroga a una concesión de explotación petrolera [arriba]
Para quien dentro de una empresa petrolera de cualquier dimensión, tenga la responsabilidad por las decisiones estratégicas a corto, mediano y largo plazo, sabe que al requerirse capital intensivo, ya que en petróleo y gas las inversiones más simples significan sumas inimaginables para otras industrias, el hecho de efectuar su planeamiento estratégico a diez años vista, significa decidir dónde iniciar, continuar o desinvertir en sus negocios, lo cual se basara no solo en las expectativas de rentabilidad futura sino también en la solidez de los derechos adquiridos sobre los activos a desarrollar.
Cualquiera sea la matriz de decisión que se utilice para definir la conveniencia de proseguir o discontinuar un segmento de negocios petroleros, la base fundamental de la decisión se adoptara en ultima instancia en función de la presunta renta (petrolera) que obtendrán por sus actividades, para cuyo cálculo el factor tiempo y estabilidad, resultan insoslayables.
¿Cuáles serían las preguntas básicas de cualquier analista de inversiones respecto al término de las concesiones de explotación en Argentina?
a) Cuál es el lapso remanente de las concesiones de explotación,
b) Si les asiste legalmente derecho a los productores para solicitar prórrogas a sus concesiones de explotación.
c) Si dichas prórrogas se otorgan por ley según el cumplimiento de parámetros preestablecidos o si la decisión puede resultar discrecional, o producto de renegociación de las concesiones existentes bajo otras premisas que difieran de las anteriormente incluidas en la Concesión de Explotación.
d) Cuánto demora el trámite para la obtención de las prórrogas y
e) Quién lo decide.
La última de las preguntas, tiene respuesta conforme la Ley 26.197. Es el Poder Ejecutivo del territorio político en el que se hallen localizadas las áreas concesionadas (once autoridades de aplicación), algunas de ellas con mayor experiencia en la administración de sus recursos petroleros, otras con menor actividad de interrelación con los productores como poder concedente.
Las otras preguntas, salvo el plazo remanente de cada concesión, no tienen una respuesta precisa, susceptible de ser introducida en una matriz matemática, que brinde una guía apropiada para que una empresa adopte decisiones firmes de inversión. Cuantos mayores interrogantes, menores precisiones para definir positivamente el “pasa o no pasa”, máxime cuando para mantener la rentabilidad de ciclos anteriores, resulta imprescindible seguir invirtiendo intensivamente; ante ese escenario, cualquier inversor pide seguridades básicas, y de ellos depende el financiamiento de las actividades petroleras en el mundo, no siendo nuestro país la excepción.
Por ello no resulta un tema menor para los productores argentinos el estar en condiciones de precisar si sus derechos finalizan a partir de los próximos ocho o diez años, en algunos casos, o si a ese horizonte de trabajo en las áreas se le suman diez más, tal como lo autoriza el Artículo 35, de la Ley de Hidrocarburos… las concesiones de explotación tendrán una vigencia de veinticinco (25) años a contar desde la fecha de la resolución que las otorgue, con más los adicionales que resulten de la aplicación del artículo 23. El Poder Ejecutivo podrá prorrogarlas hasta por diez (10) años, en las condiciones que se establezcan al otorgarse la prórroga y siempre que el concesionario haya dado buen cumplimiento a las obligaciones emergentes de la concesión. La respectiva solicitud deberá presentarse con una antelación no menor de seis (6) meses al vencimiento de la concesión.
Mientras que el art. 3 de la Ley 26.197, establece lo propio para las concesiones de transporte, se sustrae de la competencia de la autoridad provincial a determinadas concesiones: las que atraviesan más de dos estados provinciales y las que aún dentro de una misma provincia estén dedicadas a la exportación. Pero al haber sido concedidas por 35 años, de algún modo quedaran resueltas una vez priorizadas y resueltas las prorrogas de las concesiones de explotación.
La prórroga en materia de concesiones de explotación de hidrocarburos fue una cuestión solamente abordada por unas pocas empresas que ya obtuvieron para sus concesiones un plazo adicional a los 25 años otorgados por el art. 35 de la Ley 17.319, por razones diversas en cada uno de los pocos ejemplos ya existentes, al verse obligados a comprometer inversiones extraordinarias para el desarrollo de determinadas áreas frente al Gobierno Nacional y a los provinciales, recientemente. En tales circunstancias, obtuvieron la prórroga de sus concesiones de explotación, en función de los cálculos realizados sobre la renta petrolera que obtendrían durante tal lapso adicional, para lograr así el repago de las inversiones extraordinarias a las que se fueron obligando con posterioridad al otorgamiento inicial de las concesiones, o actualmente como incentivo para la exploración, producción y desarrollo de hidrocarburos.(1)
Cuanto mas intensiva resulte la exploración, con operadores probados en la materia, a mayor tiempo en el ejercicio de los derechos de explotación y desarrollo, se deberán efectuar mayores inversiones y consecuentemente un incremento en el horizonte de reservas nacionales, que siguen en definitiva perteneciendo en el subsuelo -tal como lo consagro la Constitución Nacional- al dominio estatal sea el nacional o los provinciales. Un rápido tramite entre la solicitud, negociación y resolución de prorrogas a las concesiones de explotación, constituiría un elemento esencial para un cambio profundo en las modalidades administrativas de la autoridad concedente, resultando el mayor incentivo para ambas partes (estados y empresas) el de saber si durante el periodo de 10 anos legalmente previsto, seguirán siendo “socios” en búsqueda de ganancias de rápida apropiación para cada una de las partes, pudiendo tanto estado como empresa, proyectar cual será su renta petrolera..
Deberá haber una negociación para obtener la prorroga? La ley señala expresamente que la prorroga será otorgada además de convenir las condiciones que se establezcan al otorgarse la prórroga, cuando el concesionario haya dado buen cumplimiento a las obligaciones emergentes de la concesión. No hay pues pautas preestablecidas, salvo el cumplimiento de las Obligaciones Mínimas de Trabajo en la etapa exploratoria, preservación del ambiente, pago del canon y regalías, en caso de corresponder, etc.
Nos detenemos en el primer supuesto “las condiciones que se establezcan al otorgarse la prórroga”, y ya se introduce un interrogante: cual sería la pretensión del concedente, la negociación y la posición en que queda el concesionario en relación con su situación durante los previos 25 años. No existe una respuesta unívoca, comprobable con métodos de cuantificación económica simultánea e internacionalmente utilizados por los analistas en inversiones, porque hoy el valor tiempo del negocio petrolero en Argentina depende de las condiciones que impongan el contexto político de once gobiernos provinciales con hidrocarburos de un país federal, lo que ante el panorama actual de recambio de miembros del Poder Ejecutivo y Legislativo tanto nacional como provinciales, constituye el mayor de los interrogantes sobre las condiciones y modalidades de negociación, lo que provocará consecuencias económicas a nivel país, máxime tratándose el petróleo de un commodity.
En cuanto a los requisitos que podría establecer cada una de las provincias hidrocarburíferas para el otorgamiento de “prórrogas a las concesiones de explotación”, es de público conocimiento que ya se han celebrado negociaciones o tentativas de negociaciones, en las que han y están confluyendo los objetivos propios del concedente, mientras se está produciendo el recambio de funcionarios de los gobiernos, en algunos distritos cambiando el signo político antecedente, lo que habitualmente no produce reiteración de conductas, sino mayormente, revisión y/o cambios respecto de las decisiones previas del gobierno saliente..
Ello añade más interrogantes aún, puesto que la sumatoria de la falta de práctica para el otorgamiento de prórrogas a las concesiones petroleras por ser una “materia nueva” en el país, y la falta de ejercicio del poder de algunos de los nuevos gobernantes, pueden concluir en una paralización para definir las solicitudes de otorgamiento de prórrogas en las concesiones de explotación, por mas previstas que estén por la ley. Consecuentemente los productores, aun los ya establecidos en Argentina, pueden redireccionar hacia otros países sus nuevas inversiones esencialmente en exploración, resultado que de darse, puede complicar nuestro futuro energético. Sabido es que los capitales buscan rápido reacomodamiento en cualquier otro lugar del mundo donde tengan mayor certeza sobre cuál será su renta petrolera dentro de determinado período de tiempo.
Esta sumatoria de incertidumbres y sorpresas, se completa -aunque no limita- con el esquema general impositivo nacional, provincial y municipal.
Si nos ubicamos en el contexto de nuestras provincias, a ninguna de ellas les resulta indiferente la renta petrolera proveniente de la actividad petrolera, estimándose por ejemplo que en el caso de Río Negro, cuya producción promedio diaria en 2007 es de aproximadamente 7.000 m3, el Estado Provincial financiará alrededor del 11% de sus gastos corrientes y de capital con las regalías de petróleo y gas, que en el curso del corriente año deben haber ascendido a aproximadamente a 240 millones de pesos, Río Negro sólo produce alrededor del 6% de todo el crudo que se extrae en el país.
Siendo que la renta petrolera es el margen del negocio de explotación que viene dado por la diferencia entre los precios finales de la cadena de producción y su costo, requiere que todos los costos sean considerados, mientras que por el lado de los ingresos, la renta debe medirse en función del costo de oportunidad del recurso.
En este sentido es preciso considerar la propia condición del recurso en tanto éste sea un commodity, en el que el precio final o su valor económico (la divergencia se da en caso que la industria esté regulada) viene dado por su cotización internacional, ajustado por la posición relativa del mercado, tanto hacia los mercados de referencia (por distancia, calidad, etc.) como a la posición comercial local neta (importadora o exportadora).(2)
En Argentina, un productor tiene a su cargo diversas obligaciones en relación con los permisos de exploración y/o concesiones de explotación, más allá de las inversiones comprometidas inicialmente y cuantificadas como compromisos mínimos de trabajo, resaltando como primera, por ser la de mayor conocimiento público, el del pago de regalías a la provincia en cuyo territorio se encuentre el área petrolífera en la actúan.
La Ley Nº 17.319 estableció las mismas en un orden del 15% para la etapa exploratoria y de un 12% para la explotación, sobre el precio de la producción en boca de pozo, cuyas condiciones deben respetarse no obstante la sanción de la Ley 26.197 que transfiere las decisiones inherentes a los derechos petrolíferos a las Autoridades de Aplicación de la jurisdicción política correspondiente. Aunque cabe mencionar que en los procesos licitatorios ya encarados por diversas provincias argentinas para la exploración y eventual explotación de hidrocarburos, en relación con áreas bajo su dominio, los porcentajes previstos por la Ley 17.319, se han visto incrementados a través de la inclusión de las regalías como un factor más de las fórmulas de las ofertas económicas a presentar por los oferentes, por cuanto a mayor porcentaje de regalías se ofrecen para la etapa de explotación, mayores son las chances de resultar adjudicatario de un área licitada, por ser un factor de considerable peso en la ecuación final de la oferta económica.
Por ley también, está previsto que los permisionarios y concesionarios abonen un canon por superficie ocupada al estado, cuyos valores han sido recientemente incrementados mediante Decreto P.E.N. 1454/07, luego de un período de varios años de estabilidad en los precios a abonar anualmente por km2 de ocupación, el que debe ser pagado al estado donde se encuentre ubicada el área.
Además existen las obligaciones a cargo de los usufructuarios de derechos petroleros, en relación con los superficiarios de las tierras donde se desarrollan las actividades, con quienes se celebran convenios, o se dirime judicialmente ante falta de acuerdo de partes, por los daños eventuales que puedan sufrir los propietarios de la tierra en relación con las actividades de exploración y/o explotación que se desarrollen en sus propiedades -cuyos valores- parámetros de indemnización son indicados por la Comisión Conjunta de la Secretaría de Energía y Secretaría de Agricultura y Ganadería, los que están próximos a ser sugeridamente más elevados, lo que ya está siendo previsto y negociado por los propietarios de los terrenos para el próximo período anual.
Como corolario de las obligaciones a cargo de los concesionarios, las retenciones a la exportaciones, medida de emergencia para un momento de emergencia adoptada a fines del 2001 e implementada por Ley 25.561 en enero de 2002, subsiguientemente reglamentada en lo atinente al tema, por el Decreto P.E.N 809/02, Resolución M.E. Nº 532/2004 y otras normas complementarias.
Pero, no obstante el transcurso del tiempo desde el oscuro diciembre de aquel año, y la mejora en los índices económicos nacionales, por gestión y/o por coyuntura internacional, las retenciones a las exportaciones -y me remito en este caso exclusivamente a las petroleras-, han sido incrementadas mediante la Resolución Nº 532/2004, en virtud de la cual se había fijado el derecho del 25% a los fines de gravar la exportación de petróleo crudo en los casos que el precio West Texas Intermediate (WTI) del barril fuera igual o inferior a US$ 32. Si el precio WTI del barril era mayor a US$ 32, al derecho de exportación mencionado se adicionaban alícuotas entre el 3% y el 20% en base al precio del barril del tipo de petróleo West Texas Intermediate (WTI) que es uno de los petróleos denominados como “marcadores” a nivel mundial, debido a sus cualidades físico-químicas que lo convierten en uno de los crudos preferidos de los refinadores internacionales.
Ahora, la Resolución 394/07, del Ministerio de Economía y Producción, que entró en vigencia el 17 de noviembre de 2007, modificando la Resolución 532/2004, y sustituyendo además otras normas complementarias relacionadas con el tema, como por ejemplo el Anexo XV del Decreto 509 /07 para las posiciones arancelarias del MERCOSUR, por cuanto incrementa los derechos de exportación aplicables a un conjunto de hidrocarburos, entre ellos a los precios del petróleo nacional, fijando una retención nunca inferior al 45%, con fluctuación ascendente también en función del precio internacional del crudo, siempre que no sea inferior a us$ 45 por barril de petróleo, en cuyo caso (hoy, impensable por las condiciones internacionales), se resolverá qué retención se aplicará dentro de los 90 días posteriores a la existencia de tal disminución del precio del petróleo.
Para todos los hidrocarburos que figuran en la Resolución 394/07, y para el caso que el precio internacional supere o iguale al valor de referencia mencionado en la misma, dispone que el derecho de exportación se determinará en base a una fórmula en la que juega un rol determinante el precio internacional.
A fin de aplicar el valor del precio internacional de los productos incluidos en el Anexo I de la precitada resolución, la Dirección General de Aduanas, considerará las cotizaciones diarias de dichos precios.
A todo lo antes descripto como obligaciones a asumir por el permisionario y/o concesionario, existe el día a día de las operaciones, en las que, además de cumplir con requerimientos específicos de las autoridades provinciales en relación a la industria, esencialmente en el otorgamiento de permisos ambientales, se le deben sumar en algunos casos los reclamos municipales por cobro de tasas de diversa índole, el mantenimiento de adecuadas relaciones con las Comunidades Originarias reconocidas por algunas provincias, y cuestiones de ocupación ilegal por parte de terceros no propietarios, que niegan el ingreso de los permisionarios y/o concesionarios para desarrollar las tareas propias de la etapa en que se hallen, lo cual culmina en el 90% de los casos en actuaciones judiciales por ante los tribunales locales, debiendo los productores, en la mayoría de los casos, recurrir ante las instancias superiores para acceder a las áreas que le han sido asignadas por ley, y en cuyos títulos originales se les garantizó por lo menos estabilidad jurídica.
Y retomando el tema que ocupa y preocupa a la industria petrolera ya en función de su horizonte de inversiones, cual es de el de las prórrogas a los plazos originales de las concesiones de explotación, la Ley de Hidrocarburos, y sus actualizaciones, indican que el productor tiene que probar que su accionar se ha desarrollado bajo las mejores prácticas de la industria, para acceder a una extensión decenal respecto de su derecho a extraer hidrocarburos de las áreas que por algún mecanismo legalmente previsto (concursos, reconversiones, cesiones, etc.) le han sido asignadas.
Los parámetros para evaluar sobre cuál ha sido el desempeño del productor, no están dados uniformemente, debiendo preverse la fijación de parámetros dentro de una política federal, reservada por Ley 26.197 al Gobierno Nacional, ya que resultaría discriminatorio no medir a todos los peticionantes con la misma vara, a través de controles estrictos sobre cumplimiento de lo pactado originariamente, y fiscalización de las futuras inversiones a comprometer para la prórroga de sus concesiones.
Estos factores en un país como el nuestro, donde se yuxtaponen los requerimientos federales, con los provinciales y municipales, podrían llevar al absurdo de lograr el resultado inverso al que el Gobierno Nacional reclama, cual es la mayor incorporación de reservas, mayor empleo y tributación regular y constante para mejorar las condiciones básicas de vida de los habitantes del país en general.
Por ende, la negociación entre Estado y productor que generará la prórroga de cada concesión, deberá culminar en acuerdos, luego refrendados por el Legislativo provincial, o por una Decisión Administrativa a nivel federal, según el área de la que se trate. ¿Generará esta nueva incógnita de tiempo, algún atractivo para que los capitales no se retraigan o retiren, o más aún, vengan a invertir a Argentina? Podríamos contestarnos a nosotros mismos, que esta es una zona del mundo donde los conflictos bélicos no son moneda corriente, donde los antagonismos religiosos no provocan la invasión de un país vecino, más cualquier otro ejemplo de los graves, y muchos que existen en la escena internacional.
Lo anterior es cierto, pero también tenemos temas como los descriptos previamente, a los que debemos darles una solución, buena o mala para los ojos de los inversores, pero clara, sin dobles mensajes, demostrando que hay muchos argentinos capaces de entender que somos parte de un mundo cada vez mas interactivo y que no pertenecer a la ”red internacional” tiene costos que no queremos pagar, sin que ello constituya una renuncia a los derechos del país y/o sus ciudadanos en cualquier ámbito o materia. Porque Argentina, a través del Gobierno Federal y/o las provincias hidrocarburíferas, no venden reservas en el subsuelo sobre las que tienen pleno dominio, sino que otorgan derechos a disponer de los hidrocarburos extraídos a quien así lo realice, contra el cumplimiento de todas las condiciones precedentes, por un plazo de 25 años más los 10 años de prórroga, cuyas negociaciones recién están siendo avizoradas por las partes involucradas.
3. Requisitos ideales para el otorgamiento de las prórrogas a las concesiones de explotación [arriba]
Resulta indispensable repensar el esquema de incentivos que debiera utilizarse para evitar el sesgo que ha mostrado la industria hacia la explotación de los recursos, lo que se evidencia en el bajo nivel de incorporación de reservas, producto de la menor actividad exploratoria, en comparación con la década anterior.
Establecer mecanismos contra la subinversión, los que deberían ser definidos por el Estado Nacional y los estados provinciales, lo que implicará un mayor poder de policía de la autoridad regulatoria, por cuanto exige que ésta verifique el cumplimiento de planes de inversión obligatoria.
Es necesaria la ponderación del cumplimiento de sus obligaciones por parte de los productores respecto de las áreas que le han sido asignadas, pero también sería idealmente imprescindible que se les asegure estabilidad de sus derechos ante sucesiones políticas, evitar crisis coyunturales impositivas solucionadas con impuestos, tasas y cualquier otro tipo de contribución que de carácter transitorio pasan a la categoría de permanentes, y pudiendo volver a confiar en la Justicia del país, sin recurrir obligadamente a arbitrajes internacionales para dirimir cuestiones que podrían ser resueltas judicialmente en el país.
Los antedichos serían algunos de los elementos básicos esenciales para el comienzo de otro esquema de trabajo a nivel nacional, para lo cual el país aún no está preparado en todos sus frentes; pero de lograrlo, aunque parcialmente, constituirían las bases para negociar entre estados y empresas, acuerdos de los denominados win-win, en los que todos ganan, aunque alguno aporte algún mayor esfuerzo.
Como conclusión, cabe señalar que los últimos diecisiete años de la vida del petróleo y del gas en Argentina, creo que han sido los más interactivos de los 100 que este año festejamos como fecha de su descubrimiento en el país, por lo que se espera y confía, en que los próximos años nos demuestren que el espíritu federal de Argentina logra, a través de los poderes concedentes federal y provinciales, el efectivo funcionamiento de un sistema inteligente de adecuada asignación de la renta petrolera, en la que tanto los dueños de los hidrocarburos en el subsuelo (las Provincias y el Gobierno Nacional en la plataforma continental), como quienes arriesgan su capital para hallarlos y producirlos, lleguen a un consenso fructífero para todas las partes, pero del que esencialmente se obtengan mayores reservas para capitalizar a las futuras generaciones de argentinos.
Notas:
Artículo publicado en la Revista del Colegio de Abogados de la Ciudad de Buenos Aires, Tomo 67, Nº 2, Págs. 101-113.
* Abogada Especialista en Petróleo y Gas, Ex Jefe Análisis Contratos Petroleros Repsol YPF S.A.
(1) Prórrogas a Concesiones de Explotación ya otorgadas por el Poder Ejecutivo Nacional: Acambuco-BRIDAS S.A.P.I.C. (1991) / Ramos-PLUSPETROL (1996) (garantizando el abastecimiento de gas natural para la central eléctrica de “El Bracho” / Loma La Lata-YPF S.A. (2000) Prorrogas otorgadas por Provincias: Anticlinal Grande-Cerro Dragón, Chulengo Cerro Tortuga-Las Flores (Chubut) y Cerro Tortuga-Las Flores- (Santa Cruz). Pan American Energy (2007). (2) Sebastián Scheimberg / CEPAL.
