El proyecto de Ley de Hidrocarburos no alcanza para promover inversiones

El proyecto de reforma de la Ley de Hidrocarburos difícilmente promueva el ingreso de inversiones. Para esto, se necesitarían normalizar muchas otras circunstancias que permitan recrear las condiciones para la inversión. El principal aspecto ausente de la iniciativa es la determinación de precios, que con la regulación de la última década se alejaron de los mecanismos de mercado y los niveles acordes a la realidad económica. 

Además, en los últimos años se crearon muchos “parches” regulatorios que buscaban solucionar los problemas energéticos con una visión cortoplacista, en lugar de generar condiciones para la inversión de largo plazo. Estas medidas ahora son institucionalizadas por el proyecto. Dos ejemplos de esto son el decreto 929/13, y la discriminación entre producción nueva y vieja.

La iniciativa tampoco se enmarca en una política energética integral. Solo se piensa la solución energética a partir de los recursos no convencionales. Discrimina la exploración y producción de nuevos desarrollos de hidrocarburos convencionales a favor de los no convencionales. El offshore también es discriminado dado que el beneficio es para aquellos proyectos en los que la profundidad del lecho marino supere los 90 metros, casi la totalidad de los proyectos son de menor profundidad, y quedan excluidos del beneficio. 

 
¿Cuáles son las características más débiles o conflictivas del proyecto de Ley de Hidrocarburos?

En primer lugar, vemos que se formaliza la centralización de muchas decisiones en manos del gobierno nacional en detrimento de las provincias. La iniciativa apunta a una mayor desfederalización, por varias razones. En primer lugar, si bien las Provincias otorgan los permisos de exploración y las concesiones de explotación, los beneficios del Régimen quedan atados a la aprobación de los proyectos de inversión por parte de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. En segundo lugar, las empresas provinciales sólo pueden tener participación asociada con empresas privadas si realizan desembolsos. Y finalmente, la licitación de las áreas se haría en base a un pliego modelo diseñado con la Comisión.

Como compensación a las provincias productoras, el proyecto establece: a) un bono de prórroga en función de las reservas remanentes; b) un 2,5% del monto inicial de la inversión del proyecto para RSE; y c) un monto a ser determinado por la Comisión, para financiar obras de infraestructura. Adicionalmente, permite un aumento de las regalías en las prórrogas, que podrían llegar hasta el 18%. 

Otro aspecto débil es que la promoción discrimina a la reinversión de utilidades y las inversiones PYMES. Sólo aquellas inversiones en dólares por más de U$S 250 millones se benefician. 

Entre los aspectos a favor del proyecto se destacan la extensión de los plazos de concesiones de explotación para los yacimientos no convencionales y de riesgo. Esto resulta favorable para este tipo de explotación donde se requiere un tiempo inicial mayor al convencional hasta obtener volúmenes de magnitud, dado que el payout de un pozo es en promedio de un plazo mayor de 10 años.

 
También se destaca la limitación de las Regalías, Ingresos Brutos y de otros cargos complementarios, que favorecerá la previsibilidad sobre los ingresos y pondrá una cota para la presión fiscal provincial. Este es un punto conflictivo ya que la base imponible de las regalías estuvo reducida por la intervención en los precios de los hidrocarburos afectando su cobro. Ante ello, las provincias buscaron otras figuras como mecanismos compensatorios. 

Finalmente, otro aspecto a favor es la adjudicación de permisos y concesiones mediante licitaciones competitivas, así como también el Acuerdo para una propensión de legislaciones ambientales y tratamiento fiscal uniforme por parte del Estado Nacional y las Provincias.