Nueva ley de hidrocarburos, ¿hacia dónde vamos?

Nueva ley de hidrocarburos, ¿hacia dónde vamos?

Por Martín Scalabrini Ortiz*. La nueva ley de hidrocarburos sancionada recientemente en el Congreso Nacional abre el debate sobre un sector estratégico. La lucha por la regulación del mercado muestra huecos. Cuál es el déficit de lo que parece quedarse a mitad de camino.

En estos últimos meses se puso en discusión la modificación de la Ley 17.319 de Hidrocarburos, promulgada durante el gobierno de Juan Carlos Onganía el 23 de junio de 1967, siendo aprobada por el Congreso Nacional con apoyo del oficialismo y aliados. La antigua ley había nacido al calor de una nueva política de apertura hacia el capital privado, alentando contratos de extracción entre YPF y empresas que pertenecían a la llamada patria contratista.

Muchos estamos convencidos de que la producción de gas y petróleo es estratégica. Que el Estado debería regular y controlar la actividad de manera tal de cuidar un recurso que no es renovable y que forma la base de sustentación del desarrollo industrial, y utilizarlo de manera soberana, autónoma y razonable, sin condicionamientos externos de ningún tipo y en absoluta libertad de decisión. Sin embargo, el contenido de la ley tiende a resolver los problemas urgentes coyunturales como la falta de inversión en el marco de la restricción externa (falta de divisas) con una herramienta como esta ley nacional, de características estructurales, ya que definirá el futuro de este sector para las próximas décadas.

Las políticas aplicadas durante la dictadura cívico-militar, con el comienzo de la fragmentación de YPF y privatizaciones periféricas y profundizadas durante la década del noventa con la desregulación del mercado de hidrocarburos y la privatización de la empresa estatal, implicaron modificaciones estructurales basadas en el retiro del Estado como actor principal en este sector estratégico. La modificación del concepto estratégico de los recursos hidrocarburíferos por uno basado en el concepto de commodities, en el que lo producido se ofrece libremente en el mercado internacional, generó un modelo de explotación que priorizaba la extracción con maximización de ganancias inmediatas sin ningún tipo de proyección ni cuidado de nuestras reservas de gas y petróleo.

Frente al déficit energético generado por la continuidad de estas políticas, el Gobierno nacional planteó algunas medidas interesantes como la expropiación parcial de YPF y la derogación de los principales artículos de los decretos que habilitaron la desregulación del mercado de hidrocarburos (1.055/89, 1.212/89 y 1.589/89) intentando establecer políticas nacionales en un sector estratégico como el referido.

Sin embargo, tanto la decisión de permitir asociaciones con empresas extranjeras con interesantes beneficios a través del Decreto 929/13 como la actualización de precios internos del petróleo y el gas a principios de 2013, implicaron que la política petrolera iniciara un nuevo giro esta vez con señales hacia el sector privado.

La discusión sobre la nueva ley se planteó principalmente como una puja de poder entre la Nación y las Provincias sobre la facultad de otorgar concesiones y regular el mercado, pero dejó de lado los conceptos neoliberales que habían sido aplicados en los noventa. En este aspecto, no es mala idea intentar establecer políticas nacionales y forma uno de los puntos destacables de la ley, pero queda a mitad de camino en la creación, por ejemplo, de una Agencia Nacional de Hidrocarburos.

La cuestión de fondo, sin embargo, es la aplicación de beneficios para “atraer inversiones” y el desarrollo de las llamadas explotaciones no convencionales y off-shore, dejando de lado la discusión sobre la apropiación de la renta petrolera.

Entre los beneficios que aparecen se encuentran:

– Extensión hasta cuatro años del plazo de concesión (35 años más 10 años de prórroga, incluyendo un plazo de cinco años para un período de Plan Piloto) para explotaciones no convencionales y de 40 años para plataforma marítima (Art.9 modificatorio del art. 35 de la Ley 17.319).

– Libre disponibilidad de la producción en un 20 por ciento para explotación convencional y no convencional y del 60 por ciento para off-shore (en los noventa era del 100 por ciento para la producción y 70 por ciento para las divisas) a partir del tercer año del proyecto con igual porcentaje de libre disponibilidad de divisas.

– El tope de regalías será del 12 por ciento, que el Poder Ejecutivo podrá reducir al 5 por ciento teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos. (Art. 16 modificatorio del art.59 de la Ley 17.319), pudiendo llegar al 18 por ciento para el período de prórroga. En la ley anterior las regalías también eran del 12 por ciento, pero ahora se agregan aquellas relacionadas con recuperación mejorada (terciaria o EOR) y con petróleo extra pesado que tributarán la mitad de regalías, es decir, 6 por ciento (Art. 6, incorporación del art. 27 de la Ley 17.319).

Un aspecto muy importante de la ley, que muestra a las claras la intención de acercamiento al capital privado, es la renuncia por parte del Estado de reservar nuevas áreas en su favor en cualquiera de sus formas jurídicas (Art. 18, incorporación del art.91 bis). De esta manera, el Estado sólo podrá participar en las mismas condiciones que el capital privado a través de compulsas realizando ofertas para futuros contratos. El retiro del Estado también está en el espíritu del art. 17 que establece que el pago en efectivo de la regalía se efectuará de acuerdo al valor del petróleo crudo en boca de pozo declarado mensualmente por el concesionario (antes era fijado por la Autoridad de Aplicación).

Asimismo, la industria nacional también está ausente de la letra de la ley, ya que no se establecen definiciones de ningún tipo acerca de la fabricación de equipos petroleros y bienes de capital, estableciendo incluso algunos beneficios para algunos de ellos.

El argumento más fuerte a favor de la ley se encuentra en la necesidad de obtener divisas para realizar las cuantiosas inversiones necesarias para desarrollar los yacimientos no convencionales como los de Vaca Muerta. El potencial de explotación de esta área es enorme y serviría para solucionar los problemas de déficit energético y para lograr llegar al autoabastecimiento. Sin embargo, no hay ninguna razón para renunciar la búsqueda de “ahorro interno” con algún tipo de instrumento financiero que sea lo suficientemente atractivo para que los argentinos saquen sus dólares del colchón, tal como plantea el Ing. Enrique Martínez, ex presidente del INTI. Tampoco hay razón para esperar que el “know-how” provenga de afuera, ya que YPF mismo ha desarrollado una cantidad de pozos interesante que le permite una acumulación de conocimientos que podría servir para seguir el camino del autodesarrollo.

En definitiva, no se discutió la renta petrolera, como lo hicieron países como Venezuela, Ecuador o Bolivia, y se establecen condiciones beneficiosas para las empresas con el objetivo de tratar de resolver una cuestión coyuntural (falta de divisas y déficit energético) con una herramienta estructural (ley nacional de hidrocarburos).

*Ingeniero en Proyectos de Gas y Petróleo. Consejero por Graduados FIUBA