La foto se la sacaron de apuro, ya al filo de la medianoche, para dar un mensaje político. Cristina Kirchner al medio y a sus costados, en la clásica foto de familia, los gobernadores petroleros. Curiosamente, el mandatario más opositor del club, el rionegrino Alberto Weretilneck (recientemente integrado al sector de Sergio Massa) quedó fuera de la imagen.
Esa foto de la concordia, acaso como aquella que retrató el Pacto de Versalles en 1919, esconde el germen de la batalla que viene. El proyecto de ley petrolera, que ingresó esta semana al Senado y terminó con tres meses de un tenso debate, estableció un nuevo equilibrio donde aún es difícil analizar si hubo ganadores y perdedores. Sobre todo porque el partido no terminó. Aún resta ver cómo se interpreta la letra chica de algunos artículos clave por un lado y, por el otro, la elaboración del pliego único de licitación, que comenzará en algunas semanas y reeditará la rivalidad entre las provincias y el tándem Nación-YPF.
En términos políticos, no es difícil concluir que tanto Miguel Galuccio –autor intelectual del proyecto– como los gobernadores, sobre todo el neuquino Jorge Sapag, el negociador más duro, pueden adjudicarse un triunfo.
El CEO de YPF consiguió que las actuales concesionarias de áreas “se sienten” arriba de las mismas casi a perpetuidad. Su firma, por caso, podrá obtener una concesión shale por 35 años, renovable de a tramos de 10 años pero de forma infinita en el tiempo. Por otro lado, le puso un corsé legal al poder de los gobernadores a la hora de “capturar” la renta petrolera. Podrán hacerlo, pero con mecanismos regulados y homogéneos. Si la ley prospera, se acabarán los “pliegos a piacere”, como los definió Cristina. Según esta lectura, el boom de Vaca Muerta no sufrirá “la rapiña” de los mandatarios provinciales, más preocupados por “hacer caja” que por lograr el autoabastecimiento.
Como una pelea de boxeo que termina en empate, Sapag también podrá atribuirse un triunfo. El gobernador logró mantener todos los mecanismos de captura de renta que tiene Neuquén, incluido el carry –aunque muchos lo nieguen–. Consiguió incluir un bono de ingreso y otro de renegociación por el 2% de las reservas P1. También instituyó el modelo neuquino de regalías: se mantiene el 12%, pero la alícuota sube al 15% en la primera prórroga y puede llegar al 18%. Lo único que “perdió” fue la reserva de áreas, algo que en la provincia importa poco sencillamente porque ya no quedan áreas sin titulares. GyP mantendrá sus 77 bloques. Tampoco incluye la ley una prohibición al esquema de carry. Sí lo condiciona a la etapa de exploración en los bloques ya reservados.
Una perla semántica que deja el nuevo proyecto es el cambio del artículo 16. Donde antes decía que las regalías “serán el único mecanismo de percepción de renta” para las provincias, ahora quedó: “El único mecanismo de de ingreso sobre la producción de hidrocarburos”, abriendo una puerta a establecer nuevos métodos en el futuro que no estén estrictamente vinculados con la producción de petróleo y gas.
BATALLAS FUTURAS
Pero ese virtual empate pos-ley es apenas el “partido de ida”. Todavía quedan temas por resolver. Uno de ellos es la propia interpretación de la norma, que aún debe ser aprobada en el Congreso –donde podría sufrir modificaciones– y la otra su reglamentación.
Y el debate de los exégetas ya comenzó. Apenas unas horas más tarde de que se presentara el proyecto en el Senado, operadores del sector privado pusieron el foco en uno de los artículos más discutidos, el 15, donde se instituye el cobro de un bono para prórrogas. Aseguran que este punto prohibiría a los gobernadores adelantar las renegociaciones en busca de “hacer caja” porque el dinero recién se cobraría cuando arranque la nueva concesión.
Fuentes provinciales desmintieron a “Río Negro Energía” esta lectura. Aseguran que ésa era la intención del anterior proyecto, que establecía que el cobro del bono se hacía efectivo con el inicio de la nueva prórroga, y que el actual no permite esa interpretación ya que la frase se quitó.
Otro punto con interpretaciones diversas es el del carry. Desde Nación aseguran que se eliminó, pero la ley no lo dice taxativamente. Neuquén, por caso, podría imponer como condición a cualquier operadora que quiera conseguir una concesión shale de 35 años llevar con carry a GyP. Nada se lo impide. Desde Nación aseguran que esa posibilidad está vedada por el artículo que sólo constituye a las regalías como único método de ingreso. Pero en el gobierno provincial lo niegan.
EL PLIEGO ÚNICO
La otra batalla que se viene es la del pliego único de licitación. A diferencia del anterior proyecto, el que avaló la Ofephi incluye a las provincias para su elaboración. Es tan sólo un papel, pero será clave en el futuro: allí regirán los preceptos para concursar las áreas que quedan en juego y las que puedan revertirse más adelante.
La ley da 180 días a partir de su sanción a los técnicos nacionales y provinciales para ponerse de acuerdo en un documento. Y lo que hay en juego es mucho. ¿Podrá hacerse carry o no? ¿Se puede incluir un nuevo bono de ingreso? ¿Qué peso real tienen las inversiones dentro de las licitaciones? ¿Qué esquemas asociativos se permitirán y cuáles no?
Son muchas preguntas que se patearon para adelante, acaso para evitar la sangría política que el debate habría promovido.
La nueva ley petrolera es, en todos los casos, contrafáctica: su principal objetivo es regular mercados no desarrollados (el no convencional o el off shore). Para evaluar su impacto habrá que ver si los dólares llegan y si las provincias, dueñas del recurso, pueden ven crecer sus arcas gracias a la renta petrolera.
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Cuatro cambios clave para el nuevo negocio
En términos conceptuales, la nueva ley establece cuatro cambios centrales con respecto a la 17319, norma vigente que regula la industria petrolera.
1. Regula el negocio shale. El proyecto tipifica a los no convencionales y establece un régimen de concesiones diferenciales. Las operadoras podrán pedir una concesión shale por 35 años en una porción más chica de su bloque, renovables por 10 años más.
2. Establece nuevos plazos de concesión y de prórrogas. Achica el período exploratorio (de 9 a 6 años). Deja en 25 años la concesión convencional, en 30 la off shore y en 35 la no convencional. Promueve prórrogas por 10 años de forma indefinida, algo que no contemplaba la ley anterior.
3. Regula mecanismos de captura de renta provincial. La ley actual abre la posibilidad a las provincias –por omisión– de crear cualquier mecanismo de captura de renta. La nueva sólo les deja percibir un bono de ingreso y de prórroga con un tope. Las regalías siguen al 12%, pero se pueden aumentar al 15% en una prórroga y hasta los 18 puntos en las sucesivas extensiones. Se prohíbe la reserva de áreas, un mecanismo que usaron todos los gobernadores con sus empresas. Agrega el pago de un 2,5% de la inversión inicial en RSE y promueve un aporte en obras financiado por Nación.
4. Agrega medidas promocionales. Permite rebaja de hasta 25% de regalías en concesiones no convencionales que se pidan en los próximos tres años. Convierte en ley los beneficios del decreto 929, que permite disponer del 20% del crudo a las empresas que inviertan más de u$s 250 millones.
