Introducción

En una coyuntura muy particular, marcada por la necesidad de giros copernicanos en las políticas públicas aparece la llamada “Ley Bases”[1] con contenidos de amplio espectro, entre los cuales se incorpora una serie de reformas a la Ley 17.319 también conocida como Ley Nacional de Hidrocarburos.

Esta inveterada ley del año 1967 continúa hasta nuestros días aplicándose de manera pacífica, dada su adaptabilidad a las más variadas circunstancias históricas, políticas, tecnológicas y regulatorias. Esa resiliencia se compruebe cuando advertimos que la Ley de Hidrocarburos, cuya naturaleza federal fue establecida claramente por la CSJN en numerosos precedentes[2] ha tenido en sus 57 años de vigencia menos modificaciones que la Constitución Nacional.

Como parte de esa evolución, el principal cambio en el reparto jurisdiccional viene dado por la puesta en práctica del art. 124 de la CN reformada en 1994, donde se establece que corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio, mediante la llamada “ley corta”[3] norma que establece de manera inequívoca que los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado nacional o de los Estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren[4] y que “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 (…) con arreglo a lo previsto por la Ley Nº 17.319 y su reglamentación y de conformidad a lo previsto en el Acuerdo Federal de los Hidrocarburos de 2006” mientras que “el diseño de las políticas energéticas a nivel federal será responsabilidad del Poder Ejecutivo nacional”.[5]

La puesta en práctica de este esquema híbrido de dominio y administración (poder concedente) en cabeza de las provincias y jurisdicción (poder de legislar y diseñar la política) en cabeza de la Nación, no fue enteramente pacífica, sobre todo en materia de regalías e impuestos provinciales, donde la CSJN debió intervenir en numerosas y variadas circunstancias para zanjar las diferencias de interpretación entre estado nacional, estados provinciales y empresas productoras.[6]

Es en ejercicio de ese diseño de la política nacional que el Congreso aprueba la llamada “ley de soberanía hidrocarburífera”[7] que –sin modificar la Ley 17.319- declara de interés público nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y regiones y, sobre esa base, expropia el paquete mayoritario de YPF S.A.[8]

Esta ley establece los “principios de la política hidrocarburífera de la República Argentina”, entre los cuales destacamos  “la maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo”[9]; “la protección de los intereses de los consumidores relacionados con el precio, calidad y disponibilidad de los derivados de hidrocarburos”[10]; y “la obtención de saldos de hidrocarburos exportables para el mejoramiento de la balanza de pagos, garantizando la explotación racional de los recursos y la sustentabilidad de su explotación para el aprovechamiento de las generaciones futuras”.[11]

Finalmente, ante la irrupción de la explotación no convencional mediante la fractura hidráulica de la formación Vaca Muerta, la ley 27.007 reforma numerosos aspectos de la Ley 17.319 para viabilizar esa nueva forma de explotación mediante la creación de la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos con su propio régimen de adjudicación, plazos más largos y prórrogas sucesivas. La reforma también intenta darle un cierre a ciertos excesos que se venían produciendo por parte de las autoridades provinciales, en particular mediante mecanismos como la reserva de áreas y la creación de cuasi-regalías, como el llamado “canon extraordinario de explotación”. Se establecen así porcentajes máximos de regalías y bonos de prórroga y se prohíben otros mecanismos de ingreso sobre la producción de hidrocarburos para las jurisdicciones titulares del dominio. [12]

La ley 27.007 también promueve el establecimiento de una legislación ambiental uniforme[13], un tratamiento fiscal uniforme para promover las actividades hidrocarburíferas[14], la unificación de los procedimientos y registros tendientes al cumplimiento de las respectivas competencias Nación - Provincias, el intercambio de información con dicho propósito y para el cumplimiento de los objetivos de autoabastecimiento previstos en la ley 26.741[15] y la confección de un “Pliego Modelo” que debería enunciar las bases fundamentales a considerar para valorar la conveniencia de las propuestas, tales como el importe y los plazos de las inversiones en obras y trabajos que se comprometan [16].

Finalmente, se establece que el Estado Nacional incorporará al Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, creado mediante el decreto 929/13, a los proyectos que impliquen la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a doscientos cincuenta millones de dólares estadounidenses (U$S 250.000.000) calculada al momento de la presentación del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” y a ser invertidos durante los primeros tres (3) años del proyecto.[17]

Al amparo de esa adecuación a la nueva técnica sumado al plus de seguridad jurídica y a la promesa de beneficios impositivos, cambiarios y arancelarios para las inversiones se realizan los contratos de asociación (joint ventures) y las inversiones en Vaca Muerta[18], obteniéndose como resultado la recuperación del autoabastecimiento y la generación de saldos exportables.[19] En la actualidad la producción petrolera proveniente de la formación no convencional supera a la producción convencional[20]. Sobre esa base se ha estimado que el desarrollo del 50% de los recursos de Vaca Muerta permitiría un volumen incremental de exportaciones superior a los USD 33.000 millones anuales durante el próximo medio siglo.[21]

Reformas a la Ley de Hidrocarburos en la Ley de Bases: Nuevos objetivos de política nacional

La política nacional queda reconfigurada en la reforma al art. 3° de la Ley de Hidrocarburos como sigue:

Artículo 3º: El Poder Ejecutivo nacional fijará la política nacional con respecto a las actividades mencionadas en el artículo 2º, teniendo como objetivos principales, además de los dispuestos por el artículo 3° de la ley 26.741, maximizar la renta obtenida de la explotación de los recursos y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país.

Esta reforma debe complementarse con los artículos que derogan el artículo 1° de la ley 26.741 (que establecía el logro del autoabastecimiento como objetivo prioritario)[22]y sustituyen los incisos d), g) y h) del artículo 3° de la ley 26.741 (transcriptos más arriba)[23] por los siguientes:

d) La maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del abastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo.

(Se abandona el objetivo de “autoabastecimiento”)

g) La protección de los intereses de los consumidores relacionados con la calidad y disponibilidad de los derivados de hidrocarburos.

(Desaparece el “precio” como objeto de protección).

h) La exportación de hidrocarburos para el mejoramiento de la balanza de pagos, garantizando la explotación racional de los recursos y la sustentabilidad de su explotación para el aprovechamiento de las generaciones futuras.

(Se abandona el concepto de saldo exportable)

Estas modificaciones implican un cambio significativo en el diseño de la política nacional. Como lo propiciamos en su momento[24] se deja de lado el paradigma del autoabastecimiento basado en el concepto de “saldo físico”, donde solo sería posible exportar si la producción excede a la demanda interna, para pasar al concepto de saldo comercial (balanza comercial energética), considerando anualmente, tomando en cuenta el costo de producción, la estacionalidad de la demanda y la evolución en los precios de importaciones y exportaciones. De ese modo los mayores ingresos de divisas por exportaciones permitirán afrontar con holgura los déficits estacionales puntuales en el mercado local. Desde esta nueva óptica, autoabastecimiento y exportaciones ya no serían conceptos antitéticos sino complementarios. Y concluíamos diciendo que, si Argentina es capaz de demostrar que está dispuesta a mantener sus exportaciones, aun en momentos puntuales de demanda interna insatisfecha, generará la confianza necesaria para convertirse en un proveedor confiable a nivel global.

Entendemos que lo anterior está vinculado también con la reforma al art. 31 de la Ley de Hidrocarburos[25], que mantiene la primera parte de su texto original: “Todo concesionario de explotación está obligado a efectuar, dentro de plazos razonables, las inversiones que sean necesarias para la ejecución de los trabajos que exija el desarrollo de toda área abarcada por la concesión, con arreglo a las más racionales y eficientes técnicas y en correspondencia con la característica y magnitud de las reservas comprobadas”, habiéndose eliminado la última parte, que decía: “asegurando la máxima producción de hidrocarburos compatible con la explotación adecuada y económica del yacimiento y la observancia de criterios que garanticen una conveniente conservación de las reservas”.

Esta modificación que parece un corolario del abandono del objetivo prioritario del autoabastecimiento, en realidad tiene un alcance mucho mayor ¿quizás inadvertido? La norma original imponía a las empresas concesionarias la obligación de invertir para asegurar la máxima producción de hidrocarburos y la conservación de las reservas. Esa disposición ha servido más para exigir el cumplimiento de la obligación genérica de continuar invirtiendo (particularmente cuando ya no existen compromisos mínimos de inversión taxativamente establecidos en el permiso o concesión) que como argumento para el concesionario renuente a invertir o deseoso de diferir (reprogramar) la inversión.

El artículo podría acotar el alcance de las obligaciones de inversión para casos de daño al reservorio pero aun en ese caso extremo requerirá de una fundamentación técnica por parte del Operador, del consenso de los demás concesionarios y de la necesaria convalidación por parte de la Autoridad de Aplicación. Y esa excepción será más asequible cuando se trate de obligaciones de inversión genéricas e indeterminadas –lo que no es inusual en concesiones convencionales- que en los casos en que esas inversiones están claramente determinadas por tipo, magnitud, monto y plazo y fueron decididas o avaladas (aunque sea después de explorar otras alternativas) por los propios concesionarios.

En realidad no existe incompatibilidad entre el principio de maximizar reservas y producción y el nuevo paradigma de abastecimiento que describiremos en el siguiente punto. El principio establecido en la ley en su redacción original es un principio inveterado de la industria de los hidrocarburos a nivel mundial.[26]

Con la aparentemente inocua eliminación de la obligación de maximizar producción y reemplazar reservas se pierde un instrumento de uso pacífico en la política de hidrocarburos. En nuestra opinión, nada impediría, sin embargo, recuperar esa valiosa herramienta en los pliegos de licitación de nuevas áreas, a los que nos referiremos más adelante.

Libertad de precios y Exportaciones. Persistencia de derechos de exportación.

El tema fundamental de precios y exportaciones aparece normado en la nueva redacción de los arts. 6 y 7 de la Ley de Hidrocarburos:[27]

Los permisionarios y concesionarios tendrán el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y, consecuentemente, podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados libremente, conforme la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo nacional.

El Poder Ejecutivo nacional no podrá intervenir o fijar los precios de comercialización en el mercado interno para ninguna de las actividades indicadas en el párrafo anterior.

Los permisionarios, concesionarios, refinadores y/o comercializadores podrán exportar hidrocarburos y/o sus derivados libremente, sujeto a la no objeción de la Secretaría de Energía. El efectivo ejercicio de este derecho estará sujeto a la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo nacional, la cual entre otros aspectos deberá considerar: (i) los requisitos habituales vinculados al acceso de los recursos técnicamente probados; y (ii) que la eventual objeción de la Secretaría de Energía sólo podrá ser formulada dentro de los treinta (30) días de puesta en su conocimiento las exportaciones a practicar, debiendo estar fundada en motivos técnicos o económicos que hagan a la seguridad del suministro. Transcurrido dicho plazo, la Secretaría de Energía no podrá realizar objeción alguna.

El nuevo art. 7 establece que el comercio internacional de hidrocarburos será libre. El Poder Ejecutivo nacional establecerá el régimen de importación y exportación de los hidrocarburos y sus derivados asegurando el cumplimiento del objetivo enunciado por el artículo 3º y lo establecido en el artículo 6º.

Se deroga así la obligatoriedad de la utilización en el país de todas las disponibilidades de hidrocarburos líquidos de origen nacional durante los períodos en que la producción nacional no alcance a cubrir las necesidades internas (salvo objeción fundada de la Secretaría de Energía dentro de los treinta días de conocida la intención de exportar).

En rigor, la ley de hidrocarburos originalmente establecía la libertad de exportación como principio general y la restricción como excepción para los casos puntuales de demanda insatisfecha. Pero las reglamentaciones del art. 6 terminaron haciendo de la excepción una regla. Hubiera bastado entonces con derogar esas normas de inferior jerarquía. Hoy toda exportación está sujeta a observaciones, si bien por un plazo acotado, y queda pendiente la reglamentación.

Por otra parte, se deroga la posibilidad para el Poder Ejecutivo de fijar los precios de comercialización de petróleo crudo y subproductos en el mercado interno por debajo del precio de importación “cuando los precios de petróleos importados se incrementaren significativamente por circunstancias excepcionales”, en cuyo caso podían 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”.

Pero en realidad el persistente problema del desacople entre los precios de venta al mercado local y los precios de importación se genera por otras razones fundamentalmente atribuibles a la no convalidación de aumentos del precio de los subproductos en el surtidor.

Como razonaba un secretario de energía hace algunos años: "La Argentina no resiste, cuando el precio cae al suelo, olas de despido masivas... pero tampoco cuando el precio del barril se va a las nubes, trasladarlo inmediatamente al surtidor... si va muy abajo va a haber un precio que sostenga la actividad y si va muy arriba no se va a trasladar inmediatamente porque sería muy injusto con aquel que hizo el esfuerzo cuando el precio estaba muy abajo...Si va muy abajo vamos a ir a un precio de protección y si va muy arriba no vamos a trasladar todo directamente al surtidor.... así funciona la Argentina .... cuando hablamos de previsibilidad y reglas claras yo esto lo comento (a los inversores) para que sepan que si eso vuelve a suceder, este va a ser más o menos el esquema..."[28]

Esa regulación informal en el precio de los combustibles que se transmite hacia atrás en la cadena de valor, alejando el precio en boca de pozo del precio de exportación, no es atendida por las reformas introducidas por la Ley Bases. Tampoco sería necesario: con anterioridad a la sanción de la Ley Bases la brecha entre precio local y el precio de exportación se redujo al 8%.[29]

Por otra parte, la nueva ley deroga el principio del art. 6 de la ley original que establecía que el Poder Ejecutivo permitirá la exportación de hidrocarburos o derivados no requeridos para la adecuada satisfacción de las necesidades internas, siempre que esas exportaciones se realicen a precios comerciales razonables y podrá fijar en tal situación, los criterios que regirán las operaciones en el mercado interno, a fin de posibilitar una racional y equitativa participación en él a todos los productores del país.

Con la nueva ley los precios de exportación son libres, no necesariamente “precios comerciales razonables” y tampoco podrían fijarse cupos de exportación por productor como se hizo por ejemplo en el marco del Plan Gas Ar[30]. Sin embargo, no podemos dejar de señalar que persisten las retenciones (derechos de exportación) actualmente del 8%, verdadero impuesto como fue determinado por la CSJN[31] con efectos claramente distorsivos, salvo en los casos calificados como de “Exportación Estratégica de Largo Plazo” -que analizaremos en el marco del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)- que estarán exentas de derechos de exportación, a partir de los dos (2) años contados desde la fecha de adhesión al RIGI.

Una exportación común (no “estratégica de largo plazo”) aunque califique bajo el RIGI en principio no estaría exenta salvo que obtenga los beneficios del Decreto 929/2013 incorporados por la Ley 27.007, por tratarse de “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” no inferior a doscientos cincuenta millones de dólares estadounidenses (U$S 250.000.000) a ser invertidos durante los primeros tres (3) años del proyecto.[32]

Exportaciones de LNG. Reforma de la ley del gas y caso particular de la Exportación Estratégica a Largo Plazo en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones.

La Ley de Bases introduce un nuevo artículo (artículo 3° bis) en la ley 24.076[33] para el caso particular de las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL). A diferencia de lo establecido en el nuevo art. 6 de la Ley de Hidrocarburos, estas exportaciones deberán ser autorizadas por la Secretaría de Energía de la Nación, dentro del plazo de ciento veinte (120) días de recibida la solicitud conforme la reglamentación que dicte el Poder Ejecutivo nacional que establecerá las condiciones que deben reunir los solicitantes y las inversiones y proyectos de desarrollo de explotación de hidrocarburos que permitan producir las cantidades de gas natural requeridas para abastecer el o los respectivos proyectos de licuefacción de gas natural destinados principalmente a la exportación de GNL.

Esta norma por su temática, sujetos y autoridad de aplicación debería haber sido incluida en Ley de Hidrocarburos (no el marco regulatorio de la ley del gas). Contiene además varios aspectos que serían más propios de la reglamentación que de la normativa legal.

Así establece que dentro de los seis (6) meses desde la sanción de la Ley de Bases[34], la Secretaría de Energía de la Nación realizará un estudio a los efectos de emitir una Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos en el largo plazo que contemple la suficiencia de recursos gasíferos en el país proyectada en el tiempo y el suministro de gas natural de otros orígenes para abastecer regularmente en el curso ordinario de los acontecimientos la demanda interna, y a la misma vez, suministrar sobre base firme e ininterrumpible los proyectos de exportación de GNL cuyo desarrollo y ejecución se prevea durante el mismo período de análisis.

En el crucial tema de ininterrumpibilidad de las exportaciones, la nueva normativa tiende un puente con el régimen de grandes inversiones, que desarrollaremos más adelante para el caso específico de las llamadas Exportaciones Estratégicas de Largo Plazo: Sin perjuicio de las condiciones más favorables a la exportación que pudieren establecerse en virtud de regímenes promocionales específicos para inversiones de magnitud conforme determine la ley o la reglamentación dictada al efecto, las autorizaciones de exportación de GNL que se otorguen tendrán carácter firme respecto de los volúmenes de GNL autorizados durante un plazo de hasta treinta (30) años, desde la puesta en marcha de la planta de licuefacción (en tierra o flotante) o sus ampliaciones o etapas sucesivas y contendrán las garantías establecidas en dicho régimen.

¿Qué significa una autorización de exportación firme de GNL? La ley lo establece a continuación: … implicará para sus titulares el derecho a exportar todos los volúmenes autorizados en ese carácter en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones, reducciones o redireccionamientos por causa alguna durante cada día del período de vigencia de la autorización de exportación respectiva, así como el derecho de acceder sin restricciones ni interrupciones de ninguna naturaleza al suministro de gas natural o a la capacidad de transporte, procesamiento o almacenamiento de cualquier especie de los que sean titulares o que hubiesen contratado a tal fin.

Se establece además que las autorizaciones de exportación de GNL podrán ser total o parcialmente cedidas previa autorización de la autoridad de aplicación. Entendemos que el mecanismo de cesión no requiere reglamentación porque se pueden utilizar por analogía artículos correspondientes de la Ley de Hidrocarburos. Esa cesión podría ser fundamental como garantía para obtener financiación, sobre todo hasta tanto se celebren los imprescindibles contratos de compraventa con los offtakers (compradores del exterior) o en forma complementaria con la cesión de aquellos.

El carácter firme de estas exportaciones se refuerza aún más con la siguiente promesa de estabilidad regulatoria y nación más favorecida: Asimismo, las modificaciones de esta ley o de la reglamentación dictada por el Poder Ejecutivo nacional o de las resoluciones que emita la autoridad de aplicación no tendrá efecto alguno respecto de las autorizaciones de exportación firmes de GNL concedidas, excepto que estas sean más favorables a la exportación.

Todas estas premisas en caso de cumplirse en la práctica generarán la confianza para transformar al país en un proveedor confiable de GNL a nivel global. Lo deseable sería que idénticas garantías estatales se apliquen a la exportación de gas natural por ductos, donde no está tan claro que aun siendo contratadas con carácter “firme” no puedan sufrir situaciones de redireccionamientos o interrupciones, particularmente cuando esté en tela de juicio el suministro al mercado interno, como lo pudimos observar en el anticipo del invierno de este mismo año 2024.

RIGI – Proyectos de inversión

Uno de los aspectos salientes de la Ley de Bases es la creación del “Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones” (RIGI)[35] por el que se establecen, para vehículos titulares de un único proyecto (VPU) que cumplan con los requisitos allí previstos, “ciertos incentivos, certidumbre, seguridad jurídica y un sistema eficiente de protección de derechos adquiridos a su amparo”.[36]

Se ha expresado que este mecanismo “no aplica a la producción de petróleo en áreas nuevas por los tiempos de desarrollo y maduración de los proyectos” y que “podría aplicar a áreas existentes, dependiendo de cada caso y según el monto de la inversión”.[37]

Los proyectos que puedan resultar en el posicionamiento de la República Argentina como nuevo proveedor de largo plazo en mercados globales en los que aún no cuente con participación relevante, de conformidad con los requisitos que establezca la reglamentación y que involucren desembolsos de capital en etapas sucesivas cuya inversión mínima en activos computables por etapa sea igual o superior a mil millones de dólares estadounidenses (USD 1.000.000.000), podrán ser calificados como de Exportación Estratégica de Largo Plazo por la autoridad de aplicación en oportunidad de su aprobación, y en dicho caso gozarán de los beneficios y garantías del RIGI.[38]

Entre los beneficios especiales para este tipo de exportaciones –cuyo foco principal está puesto en las exportaciones de GNL- se establece que estarán exentas de derechos de exportación, a partir de los dos (2) años contados desde la fecha de adhesión al RIGI[39], y que ciertos pagos que los titulares del proyecto efectúen a beneficiarios del exterior quedarán exentos del impuesto a las ganancias y que las exportaciones.[40]

Tampoco podrán ser afectadas por restricciones regulatorias sobre el suministro, transporte y procesamiento de los insumos destinados a tales exportaciones, incluyendo regulaciones que pretendan subordinar o reasignar los derechos de los VPU sobre tales insumos o su transporte o procesamiento en base a prioridades de abastecimiento interno u otras prioridades o derechos regulatorios en favor de otros sectores de la demanda.[41]

En particular, se les garantiza la inaplicabilidad de cualquier norma o restricción que: (i) los obligue a adquirir insumos de proveedores nacionales en condiciones menos favorables que las condiciones de mercado; (ii) les impida construir y operar nueva infraestructura de transporte y procesamiento de insumos del proyecto adherido con carácter dedicado y exclusivo al respectivo proyecto y (iii) que afecten la estabilidad de las autorizaciones de exportación de largo plazo para sus productos que hayan sido otorgadas previamente.[42]

La ley aclara que para estas exportaciones, la excepción de la obligación de ingreso y/o negociación y liquidación en el mercado de cambios de las divisas correspondientes, propia del RIGI, se aplicará en los siguientes plazos y porcentajes (siempre que el régimen general de negociación y liquidación del mercado de cambio de las operaciones de exportación no resultare más favorable):

(i) Veinte por ciento (20%) luego de transcurrido un (1) año contado desde la fecha de puesta en marcha del VPU;

(ii) Cuarenta por ciento (40%) luego de transcurrido dos (2) años contados desde la fecha de puesta en marcha del VPU;

(iii) Ciento por ciento (100%) luego de transcurrido tres (3) años contados desde la fecha de puesta en marcha del VPU.

Finalmente se establece que la autoridad de aplicación podrá disponer que la estabilidad tributaria, aduanera, cambiaria y regulatoria que gozarán los VPU adheridos al RIGI cuyos proyectos sean declarados de Exportación Estratégica de Largo Plazo y que se ejecuten en etapas sucesivas, se extienda hasta los treinta (30) años posteriores a la fecha estimada de puesta en marcha de cada etapa del Proyecto, siempre que la primera etapa cumpla con los compromisos mínimos de inversión.[43]

Modos de adquisición de nuevas concesiones de explotación en el derecho argentino. Regla general: pliegos, plazos y prórrogas; procedimiento y criterio de adjudicación.

El principal modo de adquisición de nuevos permisos y concesiones es la licitación pública.

El nuevo Artículo 45 de la Ley así lo establece: los permisos de exploración y las concesiones de explotación regulados por esta ley serán adjudicados mediante licitaciones en las cuales podrá presentar ofertas cualquier persona que reúna las condiciones establecidas en el artículo 5° de la presente ley y cumpla los requisitos exigidos en esta sección.[44]

El nuevo art. 47 establece que, dispuesto el llamado a licitación, la autoridad de aplicación nacional o provincial, según corresponda, confeccionará el pliego respectivo, sobre la base de un “Pliego Modelo” elaborado entre las autoridades de aplicación de las provincias y la Secretaría de Energía de la Nación, que contendrá las condiciones y garantías a que deberán ajustarse las ofertas, así como las inversiones mínimas necesarias a las que deberá comprometerse el adjudicatario, y las restantes condiciones y garantías a que deberán ajustarse las ofertas.

Asimismo, el pliego modelo establecerá mecanismos de ajustes de las regalías que se consideren convenientes, los que podrán considerar para su formulación la totalidad de las inversiones realizadas, los ingresos obtenidos y los gastos operativos incurridos, entre otras variables.

La evaluación de ofertas tendrá en cuenta el valor total del proyecto, incluyendo las regalías ofertadas, inversiones comprometidas y producción asociada conforme lo establecido en el pliego respectivo.

Los oferentes competirán en el valor de la regalía sobre un valor base del quince por ciento (15%), que regirá el proyecto en cualquiera de sus etapas. La regalía a ofertar se identificará como el quince por ciento (15%)+“X”. Dicho término “X” se establece en un porcentaje (%) a exclusiva elección del oferente, el que podrá ser negativo.[45]

En otro artículo manifestamos nuestro desacuerdo con el criterio de priorizar la regalía ofrecida como criterio de adjudicación por su carácter meramente recaudatorio y cortoplacista. Más apropiado es tomar la inversión, como lo hacía la ley 27.007.[46] Con independencia de esa discusión, surge una más de fondo: ¿hasta dónde puede la ley federal dictar criterios de adjudicación a las autoridades concedentes, dueñas del recurso? Esos criterios ¿constituyen diseño de política nacional? ¿O son más bien propios de las facultades de administración que caben a las autoridades de aplicación provinciales según el reparto jurisdiccional de la ley corta? Este interesante debate teórico muy probablemente quede zanjado en la práctica, cuando las provincias liciten –y adjudiquen- según sus propios criterios.

En efecto, parece difícil que esos criterios puedan ser impugnados exitosamente sobre la base de su apartamiento de ley federal, sobre todo por aquellos cuya mera presentación en la licitación implicará un acto propio: la implícita aceptación de sus bases.

Modos de adquisición de nuevas concesiones en el derecho argentino. Casos excepcionales: reconversión por subdivisión de áreas, unificación de áreas adyacentes y coexistencia de operaciones convencionales y no convencionales.

Con la reforma al artículo 27 bis de la Ley de Hidrocarburos se presenta otra forma de adquisición de una concesión no convencional que constituye una excepción limitada en el tiempo al principio general de licitación.[47]

El concesionario de explotación, dentro del área de concesión, podrá requerir la subdivisión del área y reconvertirla de convencional a no convencional. Tal solicitud deberá estar fundada en el desarrollo de un plan piloto que, de conformidad con criterios técnico-económicos aceptables, tenga por objeto la explotación comercial del yacimiento descubierto, siendo dicha solicitud el objeto de la concesión a otorgar; y sólo podrá ser realizada hasta el 31 de diciembre de 2028. Vencido dicho plazo, no se admitirán otras solicitudes de reconversión.

La autoridad de aplicación nacional o provincial, según corresponda, decidirá en el plazo de sesenta (60) días. Aprobada la solicitud de reconversión, el plazo de la concesión reconvertida será por única vez de treinta y cinco (35) años computados desde la fecha de la solicitud.

Queda establecido que la nueva Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos deberá tener como objetivo la Explotación No Convencional de Hidrocarburos. No obstante ello, el titular de la misma podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, en el marco de lo dispuesto por el artículo 30 y concordantes.

(…)  La concesión correspondiente al área oportunamente concesionada y no afectada a la nueva Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, seguirá vigente por los plazos y en las condiciones existentes al momento de su concesión, debiendo la autoridad concedente readecuar el título respectivo a la extensión resultante de la subdivisión.

Esto punto fue objeto de debate y tuvo una evolución importante ya que los primeros borradores del proyecto de “ley ómnibus”, predecesor de la Ley Bases, establecían que el titular de la concesión no convencional no podría desarrollar actividades complementarias de explotación convencional. Esa prohibición hubiera producido una posibilidad de adjudicación de derechos a distintos concesionarios sobre distintas capas geológicas u horizontes estratigráficos dentro de la misma área, como se ha visto en otras latitudes.[48]

Afortunadamente la prohibición fue dejada de lado, manteniéndose entonces la coherencia con el principio fundamental de la Ley de Hidrocarburos en su redacción original –que permanece inalterada- cuando establece que el permiso concede el derecho exclusivo de ejecutar todas las tareas que requiera la búsqueda de hidrocarburos dentro del perímetro delimitado por el permiso[49] y la concesión de explotación confiere el derecho exclusivo de explotar los yacimientos de hidrocarburos que existan en las áreas comprendidas en el respectivo título de concesión[50]. En el mismo sentido, la ley declara nulos los permisos y concesiones que se superpongan a otros otorgados con anterioridad.[51]

En efecto, si bien existen experiencias en ese sentido, la explotación simultánea por distintos operadores a distintas profundidades trae grandes complicaciones, considerándose más nociva que beneficiosa.[52]

La otra excepción a la regla general de concesión mediante licitación, viene dada por el derecho de los titulares de una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, que a su vez sean titulares de una concesión de explotación adyacente y preexistente a la primera, de solicitar la unificación de ambas áreas como una única concesión de explotación no convencional, siempre que se demostrare fehacientemente la continuidad geológica de dichas áreas. Tal solicitud deberá estar fundada en el desarrollo de un plan piloto y aplicará a la zona unificada pagos al Estado nacional o provincial, según corresponda, que correspondan al área que los prevea en mayor cantidad y el plazo de la concesión que sea menor.

Se puede advertir que en la parte final se elige el peor de los mundos para la concesionaria, aplicándose a la nueva unidad el menor entre los plazos de las dos áreas unificadas y el mayor government take. Se puede advertir que el legislador mira con desconfianza la unificación de yacimientos contiguos, herramienta típica de la industria  para hacer más eficiente la producción y más justa su distribución entre concesionarios. Lamentablemente, al penalizar plazo y precio se desalienta este mecanismo y se dejan de lado derechos adquiridos en el marco de las concesiones originales. Por otra parte, si la unificación se diera entre áreas ubicadas en más de una provincia, se les estaría dictando el régimen a aplicar en su propio territorio, invadiendo así la autonomía propia del reparto jurisdiccional que, como autoridad concedente, les corresponde.

Plazos

En cuanto a los plazos, el nuevo artículo 35 de la Ley de Hidrocarburos, establece que las concesiones de explotación tendrán las vigencias establecidas a continuación, las cuales se contarán desde la fecha de la resolución que las otorgue, con más los adicionales que resulten del plazo no transcurrido del permiso que les dio origen:

a) Concesión de explotación convencional de hidrocarburos: veinticinco (25) años;

b) Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos: treinta y cinco (35) años;

c) Concesión de Explotación con la plataforma continental y en el mar territorial: treinta (30) años.[53]

Se establece a continuación un agregado importante: En las nuevas concesiones el Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, al momento de definir los pliegos de bases y condiciones podrá determinar otros plazos de hasta diez (10) años como máximo de los plazos previstos, de manera fundada y motivada que justifique el apartamiento de los mismos. En ningún caso, los plazos podrán ser fijados a perpetuidad.

Resulta de suma importancia esta posibilidad de exceder los plazos básicos en un período adicional de hasta 10 años, sobre todo si se tiene en cuenta que ya no hay prórrogas. De todas maneras resulta discutible el criterio adoptado, sencillamente porque al momento de licitar no se cuenta con información suficiente sobre el potencial del área en magnitud de reservas y producción. Tampoco se conoce el desempeño del operador, la magnitud de las inversiones y la infraestructura y los proyectos ejecutados o en curso de ejecución. Toda esa información se puede conocer cuando las operaciones están suficientemente avanzadas, de allí la importancia del resorte de otorgar o no prórrogas a criterio razonable de la autoridad concedente en ese momento.

Lamentablemente prevaleció un criterio contrario a las prórrogas por considerar que su efecto era “transformar las concesiones existentes en derechos perpetuos para las empresas que ya operaban” y que “las concesiones petroleras no fueran licitadas nunca más”  ya que la posibilidad de extensiones sucesivas en las mismas condiciones implicaba una apropiación indebida de la renta petrolera por parte de las empresas.[54]

Se genera nuevamente una cuestión delicada. ¿Qué ocurriría si, no obstante los términos de la nueva ley, una Provincia en uso de la autoridad concedente decidiera prorrogar una concesión más allá de su plazo de vigencia original? ¿Acaso no podría hacerlo en uso de esa misma autoridad?

Por otra parte, se incorpora el artículo 47 bis a la ley 17.319 según el siguiente texto[55]:

Las concesiones de explotación existentes, al fin de su término, no podrán ser adjudicadas sin mediar un nuevo procedimiento licitatorio. La licitación correspondiente podrá realizarse con un plazo mínimo de antelación de un (1) año al vencimiento de las mismas.

Si la licitación a realizar tuviera por objeto la concesión de explotación de áreas en producción, el pliego de bases y condiciones podrá establecer el valor correspondiente a las inversiones no recuperadas durante la explotación del área.

Conforme lo determine el pliego de bases y condiciones, el oferente podrá incluir dicho valor al momento de realizar la oferta a los efectos de continuar con la explotación de los pozos existentes y dicho valor será reconocido al titular de la concesión vencida.

En caso de que el oferente no incluyera el valor mencionado en su oferta, no podrá explotar los pozos existentes.

Nuevamente se plantea el interrogante ¿qué ocurriría si vencido el plazo original la autoridad concedente decide otorgar el área a la misma concesionaria sin licitación, sobre la base de las normas de su propio derecho público provincial?[56]

Cuidado con el nuevo art. 79[57]: Son absolutamente nulos, entre otros, los permisos, concesiones o autorizaciones adquiridos de modo distinto al previsto en esta ley; y cualquier adjudicación de permisos o concesiones al vencimiento de los plazos originales, sin mediar una licitación pública y abierta.

Sin embargo, según el nuevo art. 98, corresponde al Poder Ejecutivo Nacional o Provincial, según corresponda, declarar la caducidad o nulidad de permisos, concesiones y autorizaciones.[58]

Lamentablemente, el resultado de esta norma podría generar mayor litigiosidad y hasta tanto no exista una clara definición de la Corte Suprema o del legislador, mayor incertidumbre.

Status de las concesiones existentes. Prórrogas.

Con respecto a las concesiones existentes, mantendrán sus plazos originales:

Las concesiones de explotación y concesiones de transporte que hayan sido otorgadas con anterioridad a la sanción de la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, continuarán rigiéndose hasta su vencimiento por los plazos establecidos por el marco legal existente a la fecha de aprobación de esta ley.

Hubiera sido mucho más apropiado utilizar la fórmula del nuevo art. 41:

Las concesiones de transporte otorgadas con anterioridad a la sanción de la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, se regirán por los términos y condiciones de su otorgamiento.

La frase “hasta su vencimiento” genera incertidumbre. ¿Significa “hasta el vencimiento del plazo original” o “hasta el vencimiento del plazo original más las prórrogas que pudieren corresponder según el marco legal existente hasta que entró en vigencia la nueva ley”?

Aunque el derecho de prórroga es siempre un derecho en expectativa cuyo otorgamiento depende de la voluntad razonable de la autoridad concedente, eliminar retroactivamente esa legítima expectativa del permisionario o concesionario implicaría a mi juicio una interferencia indebida en el marco de contratos administrativos cuyas partes, autoridad de aplicación y administrado no dieron su consentimiento para semejante cambio de régimen.

En el caso de los permisos existentes, la ley guarda silencio. Pero el art. 17 se mantiene inalterado: A todo titular de un permiso de exploración corresponde el derecho de obtener una (1) concesión exclusiva de explotación de los hidrocarburos que descubra en el perímetro delimitado por el permiso, con arreglo a las normas vigentes al tiempo de otorgarse este último. [59]

Autorizaciones de transporte y habilitaciones de procesamiento y de almacenamiento subterráneo

El nuevo art. 4° establece que el Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, podrá otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación, autorizaciones de transporte y almacenaje, y habilitaciones de procesamiento de hidrocarburos, con los requisitos y en las condiciones que la ley determina.[60]

Así, la ley conserva las figuras originales de permiso y concesión y crea unas nuevas: las autorizaciones de transporte con libre acceso, las habilitaciones de procesamiento y las concesiones de almacenaje subterráneo de gas natural.

La nueva autorización de transporte:

Según el nuevo art. 39, las autorizaciones de transporte confieren el derecho de transportar hidrocarburos y sus derivados por medios que requieran instalaciones permanentes, pudiéndose construir y operar a tal efecto oleoductos, gasoductos, poliductos, plantas de almacenaje y de bombeo o compresión; obras portuarias, viales y férreas; infraestructuras de aeronavegación y demás instalaciones y accesorios necesarios para el buen funcionamiento del sistema con sujeción a la legislación general y normas técnicas vigentes.[61]

Las concesiones de transporte otorgadas con anterioridad a la ley se regirán por los términos y condiciones de su otorgamiento. A partir de ahora, el titular de una concesión de explotación tendrá derecho a una autorización de transporte de sus hidrocarburos.[62] Esas “autorizaciones del productor” serán otorgadas y prorrogadas por plazos equivalentes a aquellos otorgados para las concesiones de explotación vinculadas a ellas. Vencidos dichos plazos, las instalaciones pasarán al dominio del Estado nacional o provincial según corresponda sin cargo ni gravamen alguno y de pleno derecho. Pero en caso de cesión de esa autorización de transporte, los autorizados podrán solicitar prórrogas por un plazo de diez (10) años de duración cada una de ellas, siempre que hayan cumplido con sus obligaciones y se encuentren transportando hidrocarburos al momento de solicitar la prórroga.[63]

Lo último va en línea con lo manifestado por los funcionarios en cuanto a que “la nueva figura de autorización posibilita el desarrollo de la actividad de transporte por terceros no productores” para lo cual se llevará un registro de los autorizados a transportar.[64]

A ello se agrega el derecho de los titulares de proyectos y/o instalaciones para el acondicionamiento, separación, fraccionamiento, licuefacción y/o cualquier otro proceso de industrialización de hidrocarburos a solicitar una autorización de transporte de hidrocarburos y/o sus derivados a la autoridad hasta sus instalaciones de industrialización y desde las mismas hasta los centros y/o instalaciones de ulteriores procesos de industrialización o comercialización. Estas autorizaciones no estarán sujetas a plazo.[65]

Según el nuevo art. 43, mientras las instalaciones tengan capacidad vacante y no existan razones técnicas que lo impidan, los autorizados estarán obligados a transportar los hidrocarburos de terceros sin discriminación de personas y al mismo precio para todos en igualdad de circunstancias. Si una persona es titular de capacidad de transporte y no la usare, la misma debe ser puesta a disposición de terceros para su utilización; pero siempre subordinado a las necesidades del propio autorizado a transportar. Los autorizados a transportar hidrocarburos no podrán realizar actos que impliquen competencia desleal ni abuso de su posición dominante en el mercado.[66]

En el caso de las habilitaciones de procesamiento:

Las habilitaciones que se otorguen a los titulares de proyectos y/o instalaciones para el acondicionamiento, separación, fraccionamiento, licuefacción y/o cualquier otro proceso de industrialización de hidrocarburos no estarán sujetas a plazo.

Según el nuevo artículo 43, quienes fueren habilitados a procesar hidrocarburos deberán procesar los hidrocarburos de terceros hasta un máximo del cinco por ciento (5%) de la capacidad de sus instalaciones siempre que no se comprometa la seguridad del proceso, que las partes arriben a un acuerdo por el servicio a prestar y que el solicitante se haga cargo de los costos asociados a la conexión a la planta. Dicho porcentaje podrá ser incrementado: (i) por acuerdo de partes en cualquier momento y/o; (ii) por la autoridad de aplicación una vez transcurridos cuatro (4) años desde la habilitación comercial de la planta y en caso de persistir la capacidad remanente u ociosa de la planta. Si se tratare de plantas de procesamiento de combustible líquido, el servicio de procesamiento incluirá el servicio de almacenaje.[67]

Lo anterior no resultará aplicable a las unidades de proceso que integran complejos de refinación y sus instalaciones de almacenamiento vinculadas, a las plantas de licuefacción de gas natural ni a las autorizaciones de transporte de hidrocarburos otorgadas a los titulares de dichas plantas de licuefacción de acuerdo con lo previsto en el artículo 40 último párrafo.

Se trata de un acierto de la ley porque por sus propias características, las plantas de licuefacción se desarrollan mediante “trenes” o etapas sucesivas con situaciones temporales de capacidad vacante. La posibilidad de incremento por encima del 5% de capacidad asignada a terceros generaría una incertidumbre importante en este tipo de instalaciones.

En el caso de la autorización (o concesión) de almacenamiento, se incorpora un nuevo artículo 44 bis a la ley 17.319.[68]

Las autorizaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural confieren el derecho de almacenar gas natural en reservorios naturales de hidrocarburos depletados, incluyendo el proceso de inyección, depósito y retiro del gas natural. Podrán ser otorgadas en:

a) Áreas sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación propias; b) Áreas sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación de terceros, con autorización de estos ante la autoridad de aplicación; c) Áreas que habiendo sido productivas ya no se encuentren sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación.

Todo otro proyecto de almacenamiento subterráneo de gas natural que no sea realizado bajo los supuestos antes señalados no requerirá autorización.

El Poder Ejecutivo podrá otorgar autorización de almacenamiento subterráneo de gas natural a cualquier sujeto que: (i) cumpla con los requisitos de experiencia técnica y capacidad financiera; (ii) cuente con la conformidad del titular del permiso de exploración y/o la concesión de explotación en cuya área se emplace el reservorio natural que se utilizará para el almacenaje; y (iii) se comprometa a construir a su propio costo y riesgo las instalaciones necesarias para llevar adelante la actividad de almacenaje.

Las autorizaciones de almacenamiento no estarán sujetas a plazo. Los titulares de una autorización de almacenamiento subterráneo de gas podrán solicitar una autorización de transporte de hidrocarburos hasta sus instalaciones de almacenamiento y desde éstas hasta el sistema de transporte, las que tampoco estarán sujetas a plazo.

Los autorizados no estarán obligados a almacenar gas natural de terceros, teniendo libertad para realizar la actividad en beneficio propio o de terceros, y acordar libremente los precios por la venta del gas natural almacenado y por el servicio de almacenaje, incluyendo la reserva de su capacidad.

La autorización de almacenamiento subterráneo de gas natural no se encontrará sujeta al pago de bonos de explotación y no se podrá imponer pagos análogos por el otorgamiento de estas autorizaciones a través de normativa provincial. El gas natural utilizado en los almacenamientos subterráneos sólo pagará regalías al momento de su primera comercialización en los términos del artículo 59 de la ley 17.319 y sus modificatorias. En el caso de almacenamiento de gas natural propio, las regalías se abonarán a los Precios al Ingreso del Sistema de Transporte (PIST) promedio de cuenca al momento de su producción previo a ser almacenado.

Consideramos que la incorporación de esta nueva figura, que reconoce como precedentes de regulación parcial lo establecido en las normas del ENARGAS[69] y en la Provincia de Santa Cruz,[70] es en general un acierto de la ley.

Hubiera sido muy beneficioso incluir en la normativa el uso de yacimientos que hubieran alcanzado el fin de su vida útil también para el almacenamiento subterráneo de dióxido de carbono, como parte del proceso de secuestro o captura de carbono, elemento esencial de la transición energética.

Lamentablemente ni la ley 17.319, por razones históricas, ni la Ley de Bases incorporan tampoco el reconocimiento superficial o el permiso de cateo con el fin exclusivo de detección de domos de sal, cavernas o estructuras geológicas en condiciones de permeabilidad, espesor y continuidad de las rocas reservorio y sello, y en relación a la superficie, con una situación logística adecuada desde el punto de vista de la seguridad de la operación y de la cercanía a la red de gas existente, entre otros.

La oportunidad también era propicia para establecer un claro régimen de extinción de responsabilidad para el autorizado, al producirse el abandono de la estructura y su reversión al estado concedente, cuestión de suma importancia para la seguridad jurídica de inversiones en este campo, como se ha normado en otras jurisdicciones.[71]

Conclusiones

Las modificaciones introducidas por Ley Bases a la Ley Federal de Hidrocarburos son muchas y de muy variada índole. Se trata en primer lugar del rediseño de la política nacional en la materia, reconociendo como pilares fundamentales la libertad de precios a lo largo de toda la cadena de valor y la libre disponibilidad de los hidrocarburos, habilitando la libertad de exportación sujeto a una intervención acotada de la autoridad de aplicación en casos excepcionales.

En esa misma línea, a través de cambios a la ley del gas y al fomento de exportaciones no tradicionales de largo plazo a través del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, se pone foco en la licuefacción de gas para su exportación, también como política de estado.

Con la creación de nuevas figuras como autorizaciones de transporte y almacenamiento subterráneo y habilitaciones de procesamiento se busca potenciar el midstream de la actividad, desligándolo de las concesiones del upstream. Sin embargo estas nuevas figuras generan un cierto grado de incertidumbre en cuanto a las condiciones para su otorgamiento y responsabilidad del autorizado, particularmente al momento de su extinción. La reglamentación deberá aclarar en lo posible estos aspectos.

En cuanto a los demás aspectos modificados es trata de una serie de retoques que resultan en general innecesarios, teniendo en cuenta el éxito la actividad al amparo de las reformas introducidas por la ley 27.007. Esas modificaciones en algunos casos significan avances sobre las autonomías provinciales o, como en el caso de la prohibición de las prórrogas o el desaliento de la unificación de zonas de continuidad geológica, eliminan una facultad importante para las respectivas autoridades de aplicación que son quienes están mejor posicionadas para determinar la procedencia o no de la extensión en cada caso.