ANALISIS DE LA NUEVA LEY DE HIDROCARBUROS Y DE LA ORIENTACION DE LA POLÍTICA PETROLERA KICHNERISTA

Guillermo Martín Caviasca (UBA/UNLP) 

helicópterox@yahoo.com.ar 

ANALISIS DE LA NUEVA LEY DE HIDROCARBUROS Y DE LA ORIENTACION DE LA POLÍTICA PETROLERA KICHNERISTA 

Parte I
Introducción 

Recordaba el General Enrique Mosconi en sus escritos que un día, cuando era director de Aeronáutica militar, fue a buscar combustible para sus aviones. Lo recibió el gerente de la compañía Wico que era una filial de la Standar Oil (antecesora de la contemporánea Chevrón). El ejecutivo de la empresa le negó el combustible, aduciendo que el Estado no pagaba a tiempo. Allí, impotente ante el escritorio del gerente de la multinacional, “me juramenté atacar a los trust, a destruir a los trust por todos los medios legales” recordaba tiempo después el gran patriota. 

Además nos advertía contra cualquier ingenuidad en la colaboración con el gran capital, afirmando "Si para la explotación de los yacimientos fuimos partidarios, en un principio, de las organizaciones mixtas constituidas por el Estado y por el capital privado, dándole a aquél la dirección política y consideramos que contemporáneamente podía mantenerse el sistema de acordar concesiones a las compañías privadas, la experiencia de las luchas incesantes que la organización fiscal ha debido soportar con las compañías privadas durante todo el tiempo que la hemos dirigido, nos condujo a la conclusión de que tales organizaciones, la fiscal y la privada, no pueden coexistir, pues representan dos intereses antagónicos, destinados a vivir en lucha, de la cual sólo por excepción saldrá triunfante la organización estatal." 

El tema era claro, el combustible es un bien del subsuelo que tiene la particular característica de ser como la sangre que nutre las venas de un cuerpo. La civilización evolucionó en el siglo XIX y XX hacia la dependencia de los recursos hidrocarburíferos. Sin petróleo nada funciona. Por eso algunos militares como Mosconi y Baldrich intuyeron inteligentemente que ser dueños del petróleo y del conjunto del proceso de extracción, refinación y comercialización, era una cuestión de defensa nacional, de soberanía, que no se relacionaba solamente con negocios o cuestiones de mercado; inversiones privadas y demás cuestiones del discurso económico liberal. Ya que el desenvolvimiento de la economía, los costos de producción industrial, el costo del movimiento de la población, de la industria, del campo, depende de la disponibilidad de petróleo. No disponer de él genera una dependencia grave, que ata de manos a cualquier gobierno, ya que paraliza la economía. 

También, y solo como cuestión agregada a la anterior, los ingresos de la renta petrolera pueden ser tan importantes que permitan apoyar el desarrollo de otras fuentes de energía, permitan al estado disponer de recursos suficientes para mejorar el bienestar social e impulsar otras ramas de la industria y transporte. Pero eso nunca puede ser interés del capital privado y sin dudas menos aun de las corporaciones transnacionales. Sabemos que el precio del petróleo esta sometido a vaivenes especulativos que lo eleva a niveles que poco tienen que ver con su precio de producción y por lo tanto las empresas privadas que juegan en el mercado mundial buscan vender al precio de mercado y no al precio básico que se pueda sostener para otorgar combustible barato a la economía local. 

Por ello la cuestión petrolera fue tomada históricamente como un tema “estratégico” cuya resolución debía escapar a las coyunturas del mercado. Es claro para cualquier persona que el petróleo se agota. Un buen yacimiento puede durar 40 o 50 años en una explotación intensiva menos. Tenemos la experiencia de la privatización y de su evolución profundizadora que incluye 10 años de kichnerismo. REPSOL y sus socios nacionales incorporados por Nestor explotaron intensivamente los pozos sin reinvertir en el país, ni balancear la explotación con exploración, ni capitalizar la empresa, ni mucho menos pensar en como ahorrar petróleo invirtiendo en otras formas de generación de energía que permitieran más sustentabilidad y diversificación de nuestra petróleo/gas dependiente matriz energética. 

Al igual que las minas permitir la libre concurrencia del capital privado con mínimos controles y con un perfil exportador pensando el los ingresos de divisas, es dilapidar recursos agotables. No sirve la explotación de estos recursos no renovables si no se hace pensando en el desarrollo de la economía local, en la generación de industrias locales que los transformen, en explotarlos planificadamente, de acuerdo al interés estratégico de la nación. 

La privatización de YPF: dos décadas hacia el abismo 

La historia del petróleo argentino se puede dividir en dos grandes etapas: una, las de la construcción de YPF que va desde el descubrimiento de petróleo hasta el inicio de la privatización en 1989. SE caracteriza por la consideración de los hidrocarburos como un “bien estratégico” y la centralidad del estado en la explotación. Puede dividirse en diferentes subetapas y esta sujeta a fuertes debates, sobre el grado de asociación con el capital privado, pero nunca se dejó de lado en “sentido común” de bien estratégico. Desde 1989 comienza una segunda etapa que se prolonga hasta nuestros días. En esta nueva etapa se asume que el mercado es hegemónico y el petróleo un “comódity”. La podemos dividir en varias subetapas que pasaremos a describir brevemente. La primera va desde la privatización menemista hasta 1998 cuando se produce la compra por ROPSOL del grueso del paquete accionario. La segunda va desde 1998 hasta el 2006 cuando Néstor Kirchner impulsa la “argentinización” introduciendo al grupo Pétersen como accionista. La tercera dura desde el 2006 hasta el 2012,que sin dudas la podemos llamar “etapa de la debacle”. La última es la mas importante se inicia en el 2012 con la nacionalización. Es el fin del juego iniciado con Menem en 1989, la intervención del Estado y el inicio de un nuevo partido con un reparto nuevo de cartas y la participación de nuevos jugadores. Veremos si es una nueva etapa o solo un nuevo ciclo dentro de la lógica de mercado. 

La dictadura fue un comienzo de debilitamiento de YPF. Dos fueron sus herramientas: una el endeudamiento innecesario y dos, la privatización periférica. Los Decretos 1.055, 1.212 y 1.589, de 1989, del Poder Ejecutivo (1), permitieron desregular la actividad al amparo de la Ley de Hidrocarburos (N° 17.319) de 1967. Entre otros atributos estos decretos aseguraban la libre disponibilidad del crudo para los nuevos concesionarios y del 70% de las divisas, establecían la eliminación de la intervención estatal al eliminar la mesa de crudos (cuota de procesamiento en las refinerías) y la libertad de precios. Los concesionarios obtendrían las áreas de explotación por 25 años, prorrogables por otros 10. Era el inicio legal de la concepción del petróleo como “comoditty”. 

Las concesiones se asignaron a partir de procesos licitatorios tanto en áreas marginales como centrales (en asociación con YPF), y de la reconversión de los contratos de servicio. Posteriormente se fueron dictando otras normas que transformaron a YPF en Sociedad Anónima, hasta el dictado de la Ley 24.145, en septiembre de 1992 que determinó su privatización (2). Además esa misma norma dispuso la federalización de los recursos hidrocarburíferos una vez vencidas las concesiones otorgadas, traspaso que fue refrendado en la Reforma Constitucional de 1994 (artículo 124). En general toda la política hidrocarburífera desarrollada desde ese momento se apartó del cuerpo legar normativo que la regía: la Ley 17319/67 de la dictadura de Onganía 

En 1993 el Estado mantenía el 20% de las acciones y la acción de oro y un 12% quedaba en manos de los estados provinciales. El sector privado era propietario del 46% del accionariado y lo componían bancos y fondos de inversión de diversos países. La Acción de oro aparecía como una clave del control estratégico de la nueva empresa mercantilizada ya que era un derecho de decisión que se reservaba el gobierno para algunas situaciones, le otorgaba un poder superior a la hora de tomar decisiones o bien, aprobar acuerdos de fusión, disolución, venta de activos básicos, cambio de razón social, compras, ventas, de la organización . La clave política de la acción de oro estaba en que mediante ella se habían conseguido los votos suficientes en el parlamento para garantizar el inicio de la privatización de una empresa modelo como YPF. Esta “acción” fue perdiendo sentido con el paso del tiempo cuando el Estado fue abandonando su presencia en la empresa. Durante este periodo se completó la capitalización de las empresas contratistas (Perez Companc, Bridas, Bulgeroni, etc.) que obtuvieron concesiones y de la misma YPFSA ya que incentivaba la producción para el mercado y la capitalización en donde fuera mas rentable. Por eso las empresas crecieron como “globales” no como “nacionales”. 

La nueva lógica de mercado con la que se inició el nuevo ciclo de YPF tuvo éxito, si la medimos en sus términos. Su primer gerente José Estenssoro en 5 años de gestión (desde el 23 de agosto de 1990 hasta su muerte accidental en mayo de 1995) redimensionó la compañía la compañía y su nómina salarial. Tras los dos primeros años de gestión dedicados a la transformación y restructuración para convertirla en una empresa competitiva a nivel internacional, la empresa creció. Traducido a lo concreto YPF abandonó o disminuyó la explotación de los yacimientos que no resultaban rentables en términos de mercado y despidió a miles de trabajadores. Gráficamente, para que se entienda, este proceso esta ligado a las crisis económico-sociales de General Mosconi/Tratagal y Cutral Có/Plaza Huincul donde surgieron los primeros movimientos piqueteros constituidos por ex ypefianos. La lógica neoliberal que encarnaba Estenssoro durante su gestión permitió la creación de una empresa que operaba en los mercados y se diversificaba, en 1993 se realizó la colocación de acciones en los mercados internacionales. Aunque siendo una SA la administración de YPF se mostraba como exitosa. 

En términos de los resultados de la gestión Estenssoro, la industria petrolera desrregulada sobrepasó con creces el objetivo de autoabastecimiento. La producción de crudo pasó de 28 m de m3 a 48,4; y la de gas, de 23 mm a 37 mm de m3 (junto a una expansión de la ya extendida red de transporte y distribución, del 60%) (4). Además el país pasó integrar el grupo selecto de los exportadores del codiciado recurso. Sin embargo lo hizo a costa de una explotación intensiva y de un progresivo vaciamiento de las reservas que aumentaron en mucha menor medida. Tampoco hubo inversiones de riesgo acorde a los beneficios obtenidos. 

Gracias a la desregulación y a la libre disponibilidad de crudo y de divisas las antiguas contratistas se hicieron concesionarias aumentando la producción sin riesgo de exploración ni gran inversión, diversificándose y transnacionalizándose gracias a los grandes ingresos (Bulgeroni, Pérez Companc, etc.). El perfil exportador implicó que entre 1991 y 1999 las exportaciones de combustibles de Argentina se multiplicaron por cuatro, pasando a representar, en el mismo período, del 6,4 % al 12,7 % del total de las exportaciones del país. Recodemos que Argentina es un “país con petróleo” no un “país petrolero”, lo que implica en la práctica que un perfil altamente exportador es correr el riesgo de vaciamiento petrolero y agotamiento de los recursos. En 1998, el sector privado ya poseía casi el 75% de las acciones, aunque el Estado mantenía la acción de oro, un porcentaje de acciones tanto el estado nacional como las provincias y “los trabajadores” (6). 

Es interesante ver como el proyecto privatizador menemista planteaba la existencia de una empresa que fuera una sociedad anónima con participación sustancial del capital privado, y con un mercado desregulado. Una empresa que cotizara en bolsa y rigiera su lógica bajo las reglas del mercado. Cualquier similitud con el discurso que encuadró el proceso de nacionalización del 2012 no es pura coincidencia. Dos de los principales políticos que actuaron para que se aprobara la ley de privatización de YPF fueron los Kirchner y Oscar Parrilli miembro informante del bloque menemista (neuquino). 

El pensamiento que materializó su hegemonía política con el menemismo no era monolítico. Dentro de los “neoliberales” como en cualquier campo había tendencias. Los grupos privatizadores a ultranza y los grupos moderados. Ambos buscaban una retirada del estado y abrir la capital privado todas las áreas de la economía (y transformar en objeto de lucro del capital áreas hasta entonces insospechadas como la salud y la educación). Para los neoliberales moderados, dentro de los cuales algunos analistas ubican a José Estenssoro, YPF debía ser una empresa que cotizara en bolsa con fuerte presencia del capital privado y el Estado presente como moderador. 

La fórmula mágica privatistas era que la empresa del Estado se mantuviera con la capacidad de asignar recursos a la exploración y la investigación, donde el sector privado, con el marco normativo vigente, no contaba con “incentivos suficientes”. En tanto, la eficiencia de corto plazo sólo sería factible bajo una organización pro-mercado. Así el nuevo boom productivo de la industria petrolera argentina de comienzos de los años 90’ se produciría a partir de una conocida receta exitosa: la alineación de los precios domésticos con los del mercado internacional (esto fue relativamente sencillo gracias a la convertibilidad y el 1 a 1). O sea el Estado se hacia cargo de las áreas que el mercado se manifestaba ineficiente por ser costosas, dar pocos réditos o ser demasiado riesgosas, y garantizaba un marco jurídico seguro. Mientras que los privados avanzaban en inversión y la explotación segura y lucrativa. Como la explotación petrolera solo era posible con el desarrollo armónico de ambas partes, el Estado aparecía incentivando y dando sustento a la explotación privada, a cambio de “autoabastecimiento” y regalías. Los defensores de Estenssoro consideran que la privatización total se llevo adelante después de su muerte, y que el ingeniero defendía una empresa mixta que jugara en el mercado como gran empresa. Sin embargo su periodo al frente de la empresa apareció como una etapa necesaria de la adecuación de una empresa estatal al mudo de los negocios y un colchón que permitió superar las resistencias que existían en el PJ y la UCR ante una entrega como la de YPF, cuyo peso excedía lo económico, sino que se extendía sobre los símbolos de la construcción del estado nacional. 

La etapa Menem fue solo la primera de otras dos donde se avanzó sobre la privatización y el vaciamiento, más neoliberales, aun. Repsol venia demostrando interés en adquirir YPF desde 1996. A lo largo de 1998 el gobierno Menemista elaboró una estrategia para permitir que la empresa española adquiriera las acciones que aún disponía el Estado. Esa estrategia debía ser pensada de tal forma que permitiera sortear las trabas puestas por la ley original de privatización que impedía que una sola empresa privada pudiera hacerse del control de YPF. El mazazo llegó en 1999, el Estado argentino vendió a Repsol un 14,99% de las acciones de YPF, efectuando aquella una Oferta Pública de Acciones sobre el resto de capital. La transacción le costó a la petrolera española 13.437 millones de euros y permitió a Repsol convertirse en la octava productora de petróleo y la decimoquinta compañía energética del mundo. 

Así como las privatizaciones masivas iniciadas en 1989 fueron sostenidas como una necesidad de superar una crisis grave de las finanzas el estado, la nueva privatización se realizó para sostener el modelo que había llegado a su límite. Permitió superar una nueva crisis fiscal. Otra vez se aducirán necesidades de corto plazo sacrificando el futuro. Unos meses más tarde (el Estatuto obligaba al poseedor del 15% a hacer una oferta por el 100% de las acciones) la compañía española adquirió las acciones que le permitieron tener el control. Es interesante tener en cuenta el rol que jugaron en hacer posible esta maniobra Menem/Dromi desde el Estado nacional poseedor de acciones y Kirchner desde Santa Cruz que era otra provincia que conservaba acciones. Actualmente Dromi se encuentra involucrado en el proceso de “replanteo” petrolero desde el 2012. Con esta venta, seguida por la de otras empresas nacionales (Petrolera San Jorge en 1999 y Pérez Companc en 2002), la industria petrolera local quedó en gran medida en manos de empresas extranjeras. El gerente de Repsol afirmaba en el 2006 que de ser la, duodécima petrolera mundial, la compra en 1999 de YPF le permitió colocarse entre las seis grandes del sector (Exxon, BP, Total, Royal Dutch, Chevron texaco y Eni). La etapa que comenzó desde la toma de control de YPF por parte de Repsol es un saqueo duro, donde una compañía multinacional utiliza como base para su despegue los recursos argentinos pero cuya capitalización y crecimiento se da en un escenario global y cuya cede es España (6). 

La crisis del modelo neoliberal llevó a la implementación de una serie de medidas de urgencia. Una de ellas fue la devaluación. Esta cambiaba sustancialmente el esquema de comercio internacional del país. En el caso del petróleo, que es un bien exportable regido por precios del mercado mundial, la devaluación implicaba un aumento notorio de los precios internos, por ello mediante el Decreto 310/02 se establecieron derechos de exportación a los hidrocarburos como una manera de mantener el precio interno por debajo del precio internacional y compensar, de alguna forma, los efectos de la devaluación. Más tarde, se modificó la metodología pasando de una alícuota fija a una móvil de manera tal de congelar en dólares el precio del crudo en el mercado interno mediante las resoluciones 337/04, 532/04 y 394/07. 

En el 2006 comienza la etapa final del modelo privatista de tipo menemista. En ese periodo el Kirchnerismo realiza una serie de medidas en torno al tema petrolero. En el 2006 el aprobó la Ley 26197 la “ley Corta” (7). Que continuaba con la lógica iniciada con el menemismo reformando el artículo primero de la ley de 1967 y transfiriendo a las provincias el domino originario de los hidrocarburos. En el 2007 se aprobó en el Congreso la Ley de Incentivo a la Exploración y Explotación de Hidrocarburos 26.154 que establece la eximición del pago de derecho de importación de Bienes de Capital por un plazo de 10-15 años. Y finalmente en el 2008 y tiene por protagonista a la familia Eskenazi dueños de Petersen compañía de dueños argentinos, pero radicada en Australia. 

El gobierno Kirchnerista impulsa lo que llama política de “argentinización” que implica el ingreso de capitalistas argentinos a la empresa española. La tenencia de la Acción de oro es sin dudas el elemento de presión clave para esta maniobra. El ingreso de Petersen no representaba ninguna inversión sino el traspaso gratuito a una empresa de una parte del paquete accionario. Eskenazi compró el 15% de las acciones con opción a un 10% más. Sin embargo lo hace de una forma muy particular: debe desembolsar 2235m U$S que es lo que valen las acciones la adquirir, que son “abonados” de la siguiente manera 1015m U$S se los presta Repsol y los otros 1018 un consorcio de bancos, Todo con garantía de los futuros ingresos y de esta forma seguiría comprando acciones hasta llegar al 25%. Así los Eskenazi sin desembolsar dinero lograron una posición destacada en esta gran empresa. Asumen una deuda interna con Repsol que se estima en 1900mU$S que debía ser pagada con las misma ganancias pero que la salida de los españoles frustró. 

En el 2011 Petersen tenía el 25,46%, Repsol el 57,43% y otros privados el 17,09% en la bolsa y el Estado conservaban un 0,2% simbólico y la acción de Oro. En el año 2012, YPF controlaba el 32% de la producción de hidrocarburos y el 23% de la de gas habiendo retrocedido su participación en el mercado, derrumbado sus reservas, caído lenta pero permanentemente su producción hasta el derrumbe de los últimos años (ver gráficos del final). Un deterioro muy grande de los números locales que no se condecían con su crecimiento internacional (o, mas bien eran su condición necesaria y lógica). 

Un dato sorprendente que ejemplifica la dependencia nacional respecto de las políticas exportadoras de las multinacionales es que desde el 2003 al 2013 la importación de gas desde Bolivia y GNL es menor en 1,2 veces a la exportación de gas argentino a otros países, o sea que exportamos mas gas que el que importamos. La importación solo durante los años 2010-2013 consumió 14mm de U$S. Mientras que los ingresos por la exportación de gas beneficiaron en un 70% a las principales compañías transnacionales que, además tuvieron libre disponibilidad de divisas, mientras que el Estado se hizo cargo de la importación, estrangulando nuestra balanza comercial 

 La nacionalización del 2012 el desafío de recuperar YPF o reordenar el saqueo 

 Es muy interesante observar como REPSOL de España se transformó en una empresa petrolera global (España no tiene petróleo en su territorio), en una actor destacado en el mundo de las corporaciones petroleras que se disputan mercados. Lo hizo a partir del control de YPF, la explotación “irracional” de nuestros recursos, su exportación y capitalización en España, una vez que ya no hubo más que extraer sin invertir se fue, pero quedo como gran empresa. Y nosotros… nada. Dos aclaraciones. Una. La explotación del petróleo argentino por REPSOL y sus socios (el “nacional” Petersen por ejemplo) no fue racional desde la perspectiva de una política nacional Argentina que piense en el sostenimiento estratégico de la economía del país, pero si fue racional en lo que hace a la lógica del capital privado, y mas aun desde la lógica del capital privado extranjero: REPSOL creció mucho. Transferimos alegremente sangre vital nuestra tierra a otros. Pero es la misma lógica de la producción minera e inclusive de la sojera. 

La racionalidad del capital es la ganancia, la mayor y la más rápida. Los años de la privatización fueron de saqueo, acentuando cada vez más el perfil exportador, lo que llevo a la crisis actual donde el Estado no disponía de una herramienta petrolera propia para sostener la producción nacional del bien indispensable. ¿Cambio mucho con la nacionalización del 51% del paquete accionario de REPSOL YPF? 

La cuestión petrolera fue un tema de duro debate desde la década de 1920. Estuvo relacionado con las crisis del yrigoyenismo, el peronismo, el frondizismo y del gobierno de Illia. Pero la clave de este artículo no es analizar toda la historia sino presentar las líneas estratégicas del Kichnerismo a partir de la nacionalización de 2012, a partir de la comparación entre el marco legal establecido por la nueva ley de hidrocarburos sancionada este 2014 respecto de la ley vigente hasta hoy, la de 1967. Y debatir las posibilidades que se abrían con el cambio de escenario producido por la crisis terminal energética que estalló el 2012 y la intervención del Estado con la nueva YPF. 

La doctrina que se sostiene es que el suelo y subsuelo no es enajenable (salvo en los EEUU). Lo que se puede conceder (o no, ese es el debate) a empresas extranjeras (¿son extranjeras las empresas con capital y tecnología suficiente o puede ser el Estado? es otro debate) es la extracción, refinación y comercialización. Por lo tanto, una vez que entra en juego el capital privado comienza una nueva discusión sobre como gravar impositivamente la extracción privada de un bien natural que es patrimonio del Estado. 

Cuando una nación es propietaria de los recursos minerales, el Estado tiene cuatro alternativas para explotarlos: 1) estructurar un sistema de licencias que den acceso libre a los inversionistas, en el que se puede cobrar o no un pago determinado en competencia, y en el que generalmente se cobran regalías. Es el caso argentino desde la ley de 1967. 2) contratar a operadores privados para que exploren y exploten los recursos, con pagos prefijados por labor ejecutada y sin que las compañías operadoras tengan participación en las ganancias (contratos de servicios). Es el caso nuestro previo a la ley de 1967 pero que se mantuvo durante la privatización permitiendo la capitalización de los contratistas sin riesgos para su posterior rol como concesionarios independientes (política del “proceso” hasta el menemismo). O 3) actuar como terrateniente, arrendando los terrenos de exploración, y luego aplicando un acuerdo de repartición del producto encontrado en el subsuelo con el arrendatario (en nuestro país se aplica un canon simbólico a la propiedad de la tierra). 4) explotarlo a través de una empresa Estatal que disponga del capital y la tecnología para hacerlo por si misma (el modelo YPF original). Lo más común es la existencia de combinaciones de estos modelos, en general el Estado aunque disponga de una poderosa empresa estatal recorre en algún grado a asociaciones con privados. Los instrumentos impositivos incluyen las regalías, la parte de producción tomada por el Gobierno (cuando aplica), los impuestos y los cobros independientes del nivel de actividad. Cada instrumento fiscal tiene efectos negativos o positivos sobre la rentabilidad privada, e impactos regresivos o progresivos sobre los ingresos del Gobierno.

Son cuarto los tipos de impuestos más comunes (8) en nuestro país: la regalía, los impuestos a la renta, los impuestos sobre los combustibles y las retenciones a las exportaciones de hidrocarburos y derivados. En el 2006 se establecieron retenciones a las exportaciones de combustible y gas inexistentes durante los años anteriores desde la privatización, en general se ajustan de acuerdo al precio internacional. Los impuestos sobre los combustibles existen pero son muy bajos rondan el 5% del total. El impuesto a la renta (impuesto a las ganancias) se encuentra estipulado en la ley de 1967 pero no es aplicado tal como estipulaba la ley. Por lo tanto debería ser sometido a las estipulaciones impositivas generales pero estas se encuentran compensadas por la aplicación desde el 2006 de una seri de incentivos (devolución del IVA, exención de derechos de importación etc.). Podemos ver de acuerdo a los datos concretos que la incidencia de las regalías se fue invirtiendo desde la privatización comenzando en un 25% del total de los recaudado en 1997 hasta llegar a unos dos tercios en la actualidad. Aunque habría que tener en cuenta la variación de los precios relativos del petróleo, sin embargo significan una disminución de la presión impositiva sobre la industria, y no un aumento de la regalía que permaneció fija. Tambien es muy común que las grandes empresas integradas mundialmente utilicen una serie de mecanismos que le permiten disminuir los que finalmente tributan, por eso el Estado debe agudizar su atención. 

Hasta el 2012 la incidencia estatal era mínima y primaba una política neoliberal extrema. Pero la crisis energética, que combinaba mayor consumo de energía a causa de la reactivación económica, una matriz energética hidrocarburífero dependiente y una caída abrumadora de la producción y las reservas, impulso al gobierno a intervenir en forma efectiva. El 16 de abril del 2012, la presidenta Cristina presentó el proyecto de ley “De la soberanía hidrocarburíferas de la República Argentina” para la estatización de YPF. A partir de allí se abrió una nueva etapa el juego iniciado por el menemismo habia terminado con una derrota para el país y se iniciaba un nuevo partido. La cuestión estaba en como el estado repartiría las cartas. 

La disminución de las reservas de petróleo durante la gestión de Repsol en YPF fue el principal motivo aducido para su expropiación (aunque se “hacían los sotas” con Esquenazi). Desde la adquisición por Repsol en 1998 y hasta fines de 2011 esa caída fue del 54% en petróleo y del 97% en gas. La ley determinó que del 51% expropiado, un 49% se destinó a las provincias y el 51% restante al Estado Nacional. El 19 de abril, el Poder Ejecutivo publicó un decreto por el que ampliaba la expropiación, incorporando a la misma la empresa distribuidora de gas licuado envasado Repsol YPF Gas S.A., cuya composición accionaria se divide entre Repsol Butano S.A. (84,997%), Pluspetrol S.A. (15%) y accionistas particulares (0,003%). 

El decreto 1277/12 de Reglamentación del Régimen de Soberanía Hidrocarburífera definió un avance del Estado en materia de regulación en el mercado de hidrocarburos. Fue violentamente atacado por el establishment , ya que estableció la derogación de los artículos más importantes de los decretos desreguladores de 1989. El 5 de diciembre de 2012, la presidenta Cristina Kirchner anunció la creación de la empresa YPF Tecnología S.A., cuyo objetivo es el desarrollo tecnológico en el sector de petróleo y gas. El capital accionario de la empresa está constituido por un 51 % por YPF y 49 % por el CONICET. También se ponía coto a otras dos claves del proceso de saqueo: La libre disponibilidad de crudo y la libre disponibilidad de divisas. 

La ley se redactó de acuerdo al artículo 31 la Ley de Hidrocarburos 17319/67, en la que especifica que los concesionarios petroleros deben efectuar las inversiones que sean necesarias para la ejecución de los trabajos que exija el desarrollo de toda la superficie abarcada por la concesión, (...) 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 y el autoabastecimiento de hidrocarburos 

El artículo 1 de la ley abría el juego a especulaciones de un mayor avance estatal sobre el conjunto de los recursos y empresas del sector desandando lo hecho desde el 90:

ARTÍCULO 1°.- Declárase de interés público nacional y como objetivo prioritario de la REPÚBLICA ARGENTINA el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la 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. 

 “El petróleo deja de ser una commodity y pasa a ser un insumo básico para el crecimiento del país”, anunció con euforia Agustín Rossi referente Kirchnerista. A solo dos años nos preguntamos ¿esto es así? ¿O es solo una variante moderada del la versión privatizadora de los 90? 

ARTÍCULO 2°.- El PODER EJECUTIVO NACIONAL, en su calidad de autoridad a cargo de la fijación de la política en la materia, arbitrará las medidas conducentes al cumplimiento de los fines de la presente con el concurso de los Estados provinciales y del capital público y privado, nacional e internacional. 

ARTÍCULO 3°.- Establécense como principios de la política hidrocarburífera de la REPÚBLICA ARGENTINA los siguientes: a. La promoción del empleo de los hidrocarburos y sus derivados como factor de desarrollo e incremento de la competitividad de los diversos sectores económicos y de las provincias y regiones. La conversión de los recursos hidrocarburíferos en reservas comprobadas y su explotación y la restitución de reservas. La integración del capital público y privado, nacional e internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploración y explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales. La maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo. La incorporación de nuevas tecnologías y modalidades de gestión que contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y la promoción del desarrollo tecnológico en Argentina con ese objeto. La promoción de la industrialización y la comercialización de los hidrocarburos con alto valor agregado. La protección de los intereses de los consumidores relacionados con el precio, calidad y disponibilidad de los derivados de hidrocarburos. 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. 

Como vemos el espíritu de la ley era el de construir una empresa mixta, tal como la presidenta se esforzaba por enunciar. Una empresa que cotizara en bolsa, una empresa que, tal como le manifestó a Maria Eugenia Estenssoro hija del primer director de YPF privatizada) tuviera como ejemplo la política hidrocarburíferas que promovía José Estenssoro. 

Sin embargo, fuera de las palabras de la presidenta (dadas en varios sentido) la ley en el marco de crisis energética y derrumbe de las reservas aparecía como una herramienta que abría espacios para una reorganización nacional de YPF, donde se pensara la necesidad de que el Estado no solo cumpliera funciones en donde el capital privado fracasa o no tiene interés, sino que asumiera la construcción de una empresa petrolífera como herramienta estratégica de soberanía, desarrollo económico y bienestar (9). Principalmente el primer artículo precia dar herramientas en el sentido de un avance estatal sobre el conjunto de la producción petrolera y gasífera. 

El siguiente paso dado por el gobierno comenzó a poner en acto las señales continuistas que se esbozaban en algunas consignas de la presidenta, y en el nombramiento de el eficiente profesional Galuccio al frente de la empresa. Fueron los decretos 929/2013 llamado “Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” (10) y 927/2013, los cuales buscan atraer inversiones para la explotación hidrocarburífera y para la incorporación de tecnologías y equipamientos. El primero corresponde a un régimen de promoción de inversiones para la explotación de hidrocarburos, el cual exige a los beneficiarios del mismo una inversión mínima de US$ 1.000 millones a efectuar durante los primeros cinco años, siendo posible a partir del quinto exportar hasta un 20% de la producción, disponiendo del 100% de las divisas generadas. Además garantía que las empresas podrán exportar aunque no se abastezca el mercado interno (en la cita se encuentra lo sustancial del decreto (en el 2014 incorporado a la ley reformada, al final de este trabajo se encuentra el texto completo). Mientras que el segundo decreto establece derechos de importación extrazona en determinados bienes de capital declarados como imprescindibles para la ejecución de los planes de inversión de las compañías petroleras inscriptas en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. Es decir, determinados bienes de capital en lugar de importarse con arancel de 35%, en algunos casos pasarán a tributar 14% y en otros 0%. 

Del convenio con Chevron a La nueva ley de hidrocarburos 

El tercer paso después de la nacionalización fue el acuerdo entre YPF y Chevron del 16 de Julio para el inicio de la explotación de Vaca Muerta. El acuerdo anunciado con gran publicidad (pero mantenido en secreto en un número indefinido de temas) tenia como prerrequisito los anteriores decretos que prevenían contra una posible estrategia estatista o excesivamente restrictiva, que (insistían los kirchneristas, la oposición y los “mercados”) ahuyentaría los capitales extranjeros necesarios para un explotación rápida de los nuevos yacimiento de no convencionales. El acuerdo con Chevron fue además un acuerdo piloto para abrir el camino a una deseada masiva afluencia de inversiones extranjeras en Vaca Muerta. El acuerdo también fue la base práctica sobre la cual se trabajaron las modificaciones necesarias a la Ley de Hidrocarburos de 1967 aprobada en noviembre del 2014 cuyo objeto es dar el marco jurídico de seguridad a estas inversiones. 

El acuerdo con Chevron estaba realizado para la exploración y desarrollo de los recursos de Vaca Muerta, en un área inicial de 20 km2 sobre un total de 395 km2, comprendiendo las áreas de YPF (11) Loma La Lata Norte y Loma Campana. En esos 20km se acordó perforar 100 pozos y producir 10000 barriles diarios para una primera etapa. Chevron debía desembolsar 1240m de U$S (300 inmediatamente de firmado el acuerdo) de los 1500 acordados para el primer año. El objetivo del gobierno es alcanzar, en 2017, una producción de 50 mil barriles de petróleo y 3 millones de metros cúbicos de gas natural asociado por día, extraídos de 1500 pozos. 

El gobierno aduce que YPF mantendrá la titularidad de las áreas y estará a cargo de la dirección del proyecto y de la gestión de las inversiones, participando Chevron únicamente en la inversión de capital y en la transferencia del know how (conocimiento adquirido) adquirido en los no convencionales. Se argumenta que Chevron viene a aportar tecnología. Pero ingenieros especializados afirman que “parece más bien que vienen a aprender”, a ocupar un lugar en los que ellos consideran es uno de los lugares con más alto potencial en recursos no convencionales en el mundo. YPF perforó ya 89 pozos totales (78 verticales y 11 horizontales) hasta el primer cuatrimestre de 2013. 71 de ellos están en producción con 6000 barriles diarios de crudo y 3500 de gas, alcanzando promedios de producción máxima de 150 barriles en Vaca Muerta y 110 barriles en Quintuco. La empresa está en un camino de aprendizaje, el mismo que tendrá Chevron, que podría aportar algunos datos, para acortar esa curva, de formaciones parecidas en EEUU (12). En el mismo sentido otros especialistas aseguran que YPF podría capitalizarse en el mediano plazo sin necesidad de concesiones leoninas (13). 

Según la información de YPF, que tiene asignados 12.000 kilómetros cuadrados de los 30.000 de Vaca Muerta, su potencial recuperable es de 802 billones de pies cúbicos de gas y de 27.000 millones de barriles de petróleo (14). En reservas recuperables de no convencionales, Argentina tiene las segundas del mundo de gas, detrás de China, la cuarta de petróleo, después de Rusia, Estados Unidos y China. 

La empresa internacional Ryder Scott, especialista en certificación de reservas, confirma estas amplias expectativas de YPF. El desarrollo del área delineada por YPF, en 1.100 km2 (Ver mapas al final), con unos recursos contingentes brutos de 1.525 m de barriles, podría hacer posible incrementar en un 50% la producción actual de petróleo de Argentina en el corto plazo. Para ello sería necesario acometer un plan de inversiones de unos 28.000 millones de dólares (brutos al 100%) en los próximos años para la realización de casi 2.000 pozos productivos de petróleo, para lo cual serían necesarios 60 equipos de perforación adicionales a los existentes en el país. 

De hecho desde la nacionalización YPF ha aumentado la producción de petróleo (mientas el resto de las compañías disminuye) aprovechando al máximo los pozos existentes. YPF invirtió 2000m U$S y los especialistas entusiasmados especulan que hay que conseguir 100mm U$S en 10 años para transformar “a la Argentina en la Arabia Saudita de América latina” como sentenció en un rapto de irreflexivo entusiasmo nuestra presidenta. Desde enero del 2013 hasta mediados del 2014, la producción diaria pasó de 3.000 a 12.000 barriles de petróleo, y en septiembre saltó a 21.000 (15). 

Creemos que la enorme expectativa generada por las reservas de Vaca Muerta puede ser real. Aunque habría que tener en cuenta la variación del precio internacional del petróleo, ya que cifras menores a 80U$S el barril lo volvería poco redituable para la exportación. Pero si estos recursos son accesibles y comercializables masivamente tal como se propagandiza, en la nueva coyuntura petrolera (mercados con gran demanda, agotamiento de petróleos fáciles, avance tecnológico) los no convencionales seguirán siendo una inversión clave de los grandes capitales. 

Esto nos mueve a varias reflexiones: 

1) La idea de ser como Arabia Saudita no parece feliz. Básicamente remite a vivir de la explotación de un producto primario que genera grandes ingresos y postergar el resto del desarrollo equilibrado de la economía nacional. A pesar del discurso que hace eje en “cuestiones nacionales” no parece identificarse el problema de la dependencia, que en nuestro país tiene una clave en recostarse periódicamente en la venta al exterior de productos básicos del suelo, históricamente los agropecuarios (cuero, tasajo, lana, trigo y otros, carne, soja) en las últimas décadas también petróleo, minerales y gas. La tremenda atracción que genera al capital estos nichos de ganancia periódica inhibe de la inversión en otras industrias menos rentables y más riesgosas. Es más fácil vender soja y comprar trenes hechos que hacer trenes. Será más fácil vivir de “regalías” moderadas acordadas con muy pocas exigencias con las empresas multinacionales cuando el recurso parece muy abundante, que planificar una explotación razonable, tender a la diversificación, que acumule en el desarrollo industrial local. 

2) Es de destacar que el petróleo seguirá siendo un insumo clave para nuestra civilización por unas cuantas décadas más. Solo viendo sin demasiada profundidad la cantidad de conflictos que suceden en torno a la explotación de los recursos hidrocarburíferas: guerra, invasiones, golpes de estado, desestabilizaciones, etc. nos pone en claro la necesidad que los Estados nacionales se manejen con mano firme y sean más que cautelosos con el tema petrolero. La presencia masiva de capital extranjero introduce un nuevo factor de presión interna en lo político (solo veamos el poder de las mineras o las petroleras en la política local de algunas provincias) y la acentuación de la transnacionalización de nuestra economía, además de agregar una nueva manguera por donde se chupan nuestros recursos. 

3) La matriz exportadora con que esta pensada toda la estrategia desde la privatización con Menem se acentúa febrilmente, con un entusiasmo sorprendente que parece ser inmune a la experiencia histórica negativa. Los recursos de Vaca Muerta podrán durar 30 50 o 100 años, Menos durarán cuanto mas intensivamente se exploten. La explotación intensiva esta relacionada con la exportación. O sea: masivas inversiones, con enormes facilidades, extraerán masivamente nuestro petróleo sin pensar en el presente ni futuro del país, sino en las ganancias que puedan obtener. La obligación de abastecer el mercado interno (a precios internacionales) y las regalías sin dudas darán desahogo a los siguientes gobiernos. Pero solo una mínima parte de la riqueza estará disponible para que los argentinos podamos discutir en que la usamos, el resto será de las compañías extranjeras.

(1)Según datos oficiales elaborados por FLACSO Argentina, la s privatizaciones efectuadas entre 1990 y 1994 generaron un flujo en efectivo de apenas US$ 10.431 millones. El Estado aceptó títulos de la deuda por su valor nominal de 13.561,5 millones, siendo su valor de mercado de tan sólo 5.836,4 millones. El caso más extremo en el uso de bonos fue el de ENTel, que generó sólo 2279 millones en efectivo frente a 5029 millones en títulos de la deuda que se cotizaban en el mercado a apenas 1257 millones Para el caso de YPF El Estado valuó las acciones de YPF en 20U$S loque daba un total de 7000m de U$S cuando la empresa valía alrededor de 17000m U$S.

(2)El mecanismo de la “acción de oro” le permite a los gobiernos limitar los derechos políticos de empresas extranjeras con capital público que intenten participar en sectores estratégicos de determinado país, como el de telecomunicaciones o el energético. Es una herramienta que utilizó Néstor Kirchner para obligar a REPSOL a aceptar a Esquenazi como socio, ya que era un muy mal negocio para la empresa española.

(3)Según Clarín (Bonelli) y Página 12 en 1996, la armonía entre el capital petrolero y el menemismo pudo entrar en crisis cuando legisladores oficialistas intentaron discutir una nueva ley de hidrocarburos. La iniciativa llegó a tener dictamen favorable del Senado pero existían al menos tres puntos que generaron la resistencia corporativa, La posibilidad de que se modifique el esquema impositivo, que se establezca un monitoreo sobre el precio de los combustibles y, sobre todo, que se implemente sobre el sector la ley de defensa de la competencia frente a la sospecha de concertación en el manejo de los precios. Tampoco se aceptaba que la ley fijara una "reserva" de crudo, que no podrían extraer las empresas de sus yacimientos, con el fin de evitar un eventual desabastecimiento. Los principales gerentes de empresas petroleras elevaron su protesta formal al Senado por lo que consideraban una ruptura de las reglas de juego y una amenaza a la seguridad jurídica. En ese sentido, trascendió una declaración de  Oscar Vicente (Pérez Companc, Cámara del petróleo, hoy hombre del massismo) que había vertido en una reunión con otros empresarios: "Si se aprueba ese proyecto, se frustrará la política petrolera que permitió que la producción creciera en los últimos años el 70 por ciento"

(4)En 1995 con la firma de Menem y Domingo Cavallo se creo un fondo fiduciario para ayudar a las provincias en su ya muy difícil situación las provincias que era respaldado por las acciones clase “A” de YPF . Como por ley eran intransferibles se dictó la ley 24474 para blanquearlo. El argumento menemista de que las acciones serian puestas en el mercado para obtener fondo rápidos pero serian devueltas cuando se consiguiera un crédito internacional, fueron  evidentemente falaces y el estado perdió mas presencia. Fue el paso necesario para la privatización total hecho bajo el cimbronazo del “efecto tequila”, la muerte del hijo de Menem y la de Estenssoro

(5)Antes de 1998, los activos de Repsol estaban repartidos de la siguiente manera: Industrialización y Comercialización, 42 %; Gas, 27 %; Exploración y Producción, 23 % (de los que la mayor parte corresponde a Producción). Los activos de YPF, por su parte, se componían así: Exploración y Producción, 64 %; Industrialización y Comercialización, 32 %. Por su parte, las grandes petroleras internacionales mantienen sus activos concentrando el 50 % en Exploración y Producción; y el 30 % en Industrialización y Comercialización, aproximadamente.

(6) http://infoleg.mecon.gov.ar/infolegInternet/anexos/120000-124999/123780/norma.htm

(7)Entre las herramientas más comunes que usa el estado en diversas combinaciones se encuentran: 1) Bonificaciones. Son pagos únicos efectuados al finalizar un contrato, al comenzar las actividades de un proyecto o ante el logro de ciertos objetivos establecidos en la legislación o en contratos. Las cantidades varían desde decenas de miles a cientos de millones de dólares para unos pocos proyectos petroleros de grandes dimensiones. 2) Regalías. Pagos efectuados al gobierno para compensarle por el derecho a extraer (y comercializar) un recurso natural no renovable. La mayoría de las regalías son ad valorem (sobre la base de un porcentaje del valor de la producción. Al examinar el impacto financiero probable de un canon, es importante tener en cuenta no solo el porcentaje o el valor por unidad, sino también la base contra la que se aplica la cifra. El sistema vigente para medir el valor o el precio de mercado del mineral juega un rol importante en el momento de determinar el impacto de las reglas de las regalías. 3) Impuesto sobre la renta. En algunos casos, las empresas de extracción de petróleo, gas y minerales están sujetas a la tasa de impuestos sobre la renta general para empresas, vigente para todas las industrias de un país; en otros casos existe un régimen especial para esos sectores extractivos. Dado que los proyectos petroleros y mineros requieren importantes inversiones de capital y de operaciones, las reglas sobre cómo el sistema maneja los costos y las deducciones (la deducibilidad de los pagos de intereses, la depreciación de los activos físicos, la capacidad de incluir pérdidas de un año fiscal en un año fiscal futuro para compensar utilidades, etc.) juega un rol importante al determinar cómo se benefician los gobiernos y las empresas. 4) Impuestos sobre las utilidades inesperadas. Algunos gobiernos han establecido instrumentos fiscales especiales diseñados para dar al gobierno una participación mayor en los superávits de los proyectos, a través de pagos de impuestos adicionales, cuando los precios o las utilidades superan los niveles necesarios para atraer la inversión. 5) Participación gubernamental. En algunos casos, los proyectos petroleros y mineros se constituyen como entidades locales cuyas acciones se dividen entre una empresa privada y una empresa de propiedad del estado u otro organismo público. La titularidad de esas acciones puede dar al gobierno el acceso a una parte de los pagos de dividendos. 6) Otros impuestos y cargos. Entre las fuentes de ingreso fiscal adicional para el estado se incluyen la retención fiscal sobre dividendos y pagos efectuados en el exterior, impuestos al consumo, derechos de aduana y derechos de arrendamiento de tierras. 7) Distribución de la producción. Muchos contratos de petróleo y gas otorgan al estado derecho a una participación en las cantidades físicas de petróleo producido. Estos sistemas en general asignan esos recursos como reembolso de costos de producción, y después dividen el control sobre el resto de las “utilidades” de petróleo o gas entre el grupo de empresas operadoras y el gobierno. El gobierno vende su parte por su cuenta o acepta un pago en efectivo de las empresas operadoras en lugar de la entrega física del producto básico.

(8)De hecho a fines de 2012 la gestión pública de YPF logró frenar la declinación de su producción hidrocarburífera (venía mostrando una fuerte caída en petróleo desde 1999 y en gas desde 2005), y para Junio de 2013 se observó un aumento de 2,1% en la extracción petrolera y de 0,4% en la extracción gasífera respecto a igual mes del año anterior. Los estados contables de YPF muestran un aumento de las inversiones del 25,6% correspondientes al cierre del ejercicio 2012 en relación al del año anterior, y del 100,8% en el ejercicio correspondiente al primer trimestre de 2013 respecto al ejercicio de igual período del año anterior. Con respecto a Vaca Muerta, la gestión pública de YPF logró iniciar la explotación comercial alcanzando en el presente con 15 equipos de perforación más de 90 pozos que en conjunto están aportando una producción de petróleo de casi 1.600 m3 diarios (equivale al 5% de la extracción petrolera de YPF en todo el país).

(9)Que podrán solicitar su inclusión en el Régimen Promocional los sujetos inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas que sean titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos y/o terceros asociados a tales titulares conjuntamente con éstos, que presenten ante la COMISION DE PLANIFICACION Y COORDINACION ESTRATEGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS creada por el Decreto Nº 1277/12 un “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” que implique la realización de una inversión directa en moneda extranjera no inferior a un monto de DOLARES ESTADOUNIDENSES UN MIL MILLONES (U$S 1.000.000.000) calculada al momento de la presentación del “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” y a ser invertidos durante los primeros CINCO (5) años del proyecto. Dicha inversión puede ser realizada por personas jurídicas residentes o no en la República Argentina.Que los requisitos y condiciones para la presentación y posterior aprobación de los “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, y para su inclusión en el Régimen que se crea serán establecidos por la mencionada Comisión. Que los sujetos incluidos en el presente REGIMEN PROMOCIONAL gozarán, en los términos de la Ley Nº 17.319, a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el VEINTE POR CIENTO (20%) de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos, con una alícuota del CERO POR CIENTO (0%) de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables. Que, asimismo, tendrán la libre disponibilidad del CIEN POR CIENTO (100%) de las divisas provenientes de la exportación de los hidrocarburos mencionados en el párrafo anterior, siempre que el “Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” aprobado hubiera implicado el ingreso de divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe previsto en el artículo 3°.Que, también se establece que, en los períodos que la producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades internas de abastecimiento en los términos del artículo 6° de la Ley Nº 17.319, los sujetos incluidos en el presente REGIMEN PROMOCIONAL gozarán, a partir del quinto año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de sus respectivos “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos”, del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos susceptible de exportación de acuerdo a lo previsto en lo mencionado anteriormente, un precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación que pudieran resultar aplicables.

(10) YPF posee derechos sobre 12.000 km2 de los 30.000 km2 de Vaca Muerta

(11)Industrializar Argentina Setiembre 2013

(12) “YPF tiene tecnología propia, si se trata de conseguir los 30 mil millones de dólares, en lugar de asociarse a las grandes corporaciones puede apelar al ahorro nacional que esta de bajo del colchón, y que supera mucho esa cifra, si se crea un bono que de dividendos en dólares con una tasa de ganancia atractiva, no sería necesario firmar convenios como el  de Chevrón, en el que YPF pone toda la logística y ellos sólo el dinero” Afirma Enrique Martínez kirchnerista ex presidente del INTI y crítico a los acuerdos http://www.radiografica.org.ar/2014/10/30/martinez-claroscuros-de-la-ley-de-hidrocarburos/

(13) Oficialmente en el 2011 se anunció que las reservas probadas del yacimiento podían estimarse en torno a 927 millones de barriles equivalentes de petróleo de los cuales 741 millones corresponden a petróleo y el resto a gas. En febrero de 2012, YPF elevó la estimación de reservas a 22.500 millones y continúan elevándose.

(14)Durante el 2013 la extracción petrolera fue de 31,6 m  m3 según la Secretaría de Energía de la Nación lo que implica una declinación del 2,5% respecto del año anterior. La extracción gasífera fue de 41mm m3 según la misma fuente y declinó un 5,7% respecto del años anterior En el 2014 podemos observar que cinco empresas concentran el 75,2% de la producción: YPF el 37,8%, PAE 17,7%, Sinopec 6,8% y Pluspetrol 6,7% y Petrobras 6,4%. Si comparamos respecto del año anterior YPF incrementó su producción un 3,1% mientras que las otras cayeron 4%, 2,5%, 6,9% y 7,1% respectivamente. En la extracción gasífera son solo 4 empresas las que concentran 74,8% repartidas así: TOTAL 29,6%, YPF 25,3%, PAE 11,4% y Petrobrás 8,5%. YPF logró incrementar la extracción este años un 2% mientras que las extranjeras declinaron un 7%, 10%, 11% respectivamente. La reversión de la tendencia declinante por parte de YPF se basa en una fuerte inversión iniciada con la nacionalización parcial que produjo la incorporación de 40 equipos nuevos para no convencionales y 43 de reparación, lo que es mas que una duplicación de su capacidad. Así se revirtió la tendencia declinante en picada que venia desde el 2003 en petróleo y desde el 2005 en gas. Por otro lado demuestra la capacidad estatal frente a la privada

Parte II 
La Ley de hidrocarburos del 2014 y su comparación con la ley de 1967 

 La discusión que se entablo respecto al marco legal para las deseadas inversiones en hidrocarburos llevo al gobierno a enviar al congreso un texto de 18 páginas de 40 artículos distribuidos en cinco ejes: I) Modificaciones a la Ley 17.319 (de Hidrocarburos); II) Régimen de promoción de inversión para la explotación de hidrocarburos; III) Regulación ambiental para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos convencionales, no convencionales y costa afuera; IV) Disposiciones complementarias, V) Adhesión. Compararemos la ley original de 1967 con las modificaciones de 2014. No transcribiremos todos los artículos de 1967 ya que muchos son de forma y no hacen a la sustancia de la discusión, pero pueden ser consultados para su conocimiento íntegro en: http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/informacion_del_mercado/mercado_hidrocarburos/registro_upstream/Ley%2017.319.pdf 

Es importante advertir que la ley de 1967 fue en los hechos modificada por una serie de leyes y decretos. Son del periodo Menem/De la Rúa/Duhalde/Kirchner. En general casi todos desrregulan, esto hace que en la comparación con el texto de 1967 deban ser tenidas en cuenta las legislaciones posteriores. En varios casos lo que es un avance privatista respecto de la ley de Onganía no lo es tanto respecto de los decretos menemistas. Pasamos a presentar la ley: 

Artículo 1° - 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. 

Ley corta del 2006 

La denominada “ley corta” sancionada a fines del 2006, implicó la adecuación de la ley de 1967 (que sostenía la propiedad nacional de los recursos petroleros) para entregar a las provincias la propiedad de los recursos del subsuelo no la transcribimos completa pero si en sus párrafos fundamentales. Puede ser consultada su texto íntegro en http://infoleg.mecon.gov.ar/infolegInternet/anexos/120000-124999/123780/norma.htm 

Artículo 1º.- 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. 

ARTICULO 2º — 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 (…) El diseño de las políticas energéticas a nivel federal será responsabilidad del Poder Ejecutivo nacional. 

Se precisan las atribuciones de las provincias que fueron claves en debilitamiento del poder de negociación frente a las corporaciones petroleras y que las oligarquías provinciales sostienen con esfuerzo ya que le permiten apropiarse una enorme renta local relativa. Muchas provincias dependen (o aspiran depender) en sus exiguos presupuestos, de los aportes de las regalías mineras o petroleras que a partir de la constitución menemista (y que esta modificación kirchnerista aseguraba) les eran privativas, así como la posibilidad de otros impuestos. El aporte a los presupuestos de algunas provincias como Neuquén rondaba la mitad del presupuesto provincial. Será esta artículo que esta en consonancia con la constitución del 1994 un punto clave de negociación en el 2014 entre el poder ejecutivo nacional y los provinciales en lo que hace a las atribuciones que la nueva reforma busca centralizar y homogeneizar, estableciendo un marco legal e impositivo unificado. Es importante destacar que las “empresas petroleras de las provincias” son en general entes jurídico financiero que establecen convenios como herramienta legal del estado en el área, no empresas petroleras en el sentido físico que lo fue YPF, ya que el tamaño de la inversión hace privativo de un estado de envergadura su realización. Por otra parte es interesante destacar que la negociación entre un estado provincial acuciado por recibir renta de una corporación privada cuya envergadura económica en algunos casos supera a la misma provincia establece relaciones claramente desiguales. 

ARTICULO 3º — Dentro de los CIENTO OCHENTA (180) días contados a partir de la promulgación de la presente ley, el Poder Ejecutivo nacional y las provincias acordarán la transferencia a las jurisdicciones locales de todas aquellas concesiones de transporte asociadas a las concesiones de explotación de hidrocarburos que se transfieren en virtud de la presente ley. 

El Poder Ejecutivo nacional será Autoridad Concedente, de todas aquellas facilidades de transporte de hidrocarburos que abarquen DOS (2) o más provincias o que tengan como destino directo la exportación. Deberán transferirse a las provincias todas aquellas concesiones de transporte cuyas trazas comiencen y terminen dentro de una misma jurisdicción provincial y que no tengan como destino directo la exportación. 

El Poder Ejecutivo nacional reglamentará el procedimiento para la transferencia de las facilidades y dictará las normas de coordinación necesarias para permitir el ejercicio armónico de las competencias previstas en el presente artículo.

Obliga la transferencia a las provincias la concesión y/o administración de todas las funciones de transporte y distribución que complementan la explotación petrolera. 

ARTICULO 5º — Dentro de los CIENTO OCHENTA (180) días contados a partir de la promulgación de la presente ley, y a los efectos de dar cumplimiento a lo dispuesto en los artículos precedentes, el Estado nacional y las provincias productoras llevarán a cabo las acciones tendientes a lograr un Acuerdo de Transferencia de Información Petrolera que incluirá, entre otros términos, lo siguiente: 
a) La transferencia de legajos, planos, información estadística, datos primarios, auditorías, escrituras y demás documentación correspondiente a cada área transferida sujeta a permisos de exploración o concesiones de explotación en vigencia o que hayan sido revertidas al Estado nacional. 
b) La transferencia de toda la documentación técnica, de seguridad y ambiental de las concesiones de transporte objeto de transferencia. En este caso la Secretaría de Energía transferirá, a cada jurisdicción, las auditorías de seguridad, técnicas y ambientales, que la normativa en vigencia establece para cada una de las áreas involucradas, con sus respectivos resultados, cronogramas de actividades, y observaciones. 
c) los procedimientos para la transferencia de todo tipo de expedientes en curso de tramitación, cualquiera fuera su naturaleza y estado. 
d) El estado de cuenta y conciliación de acreencias por los cánones correspondientes a cada área. 
e) El listado de obligaciones pendientes por parte de los permisionarios y/o concesionarios que sean relevantes frente al hecho de la transferencia. 
f) Las condiciones ambientales correspondientes a cada área y/o yacimiento. 

ARTICULO 6º — A partir de la promulgación de la presente ley las provincias, como Autoridad de Aplicación, ejercerán las funciones de contraparte de los permisos de exploración, las concesiones de explotación y de transporte de hidrocarburos objeto de transferencia, estando facultadas, entre otras materias, para: (I) ejercer en forma plena e independiente las actividades de control y fiscalización de los referidos permisos y concesiones, y de cualquier otro tipo de contrato de exploración y/o explotación de hidrocarburos otorgado o aprobado por el Estado nacional; (II) exigir el cumplimiento de las obligaciones legales y/o contractuales que fueran de aplicación en materia de inversiones, explotación racional de los recursos, información, y pago de cánones y regalías; (III) disponer la extensión de los plazos legales y/o contractuales; y (IV) aplicar el régimen sancionatorio previsto en la Ley Nº 17.319 y su reglamentación (sanciones de multa, suspensión en los registros, caducidad y cualquier otra sanción prevista en los pliegos de bases y condiciones o en los contratos). Las facultades descriptas en el párrafo anterior, no resultan limitativas del resto de las facultades derivadas del poder concedente emergentes de la Ley Nº 17.319 y su reglamentación. 

La ley Kichnerista del 2006, como se ve claramente leyendo su texto, busca precisar y llevar a la máxima extensión posible las atribuciones que la reforma Menemista estableció en 1994. Pareciera impulsar la desaparición del Estado nacional de todo el ámbito de los hidrocarburos, salvo en lo que hace a una coordinación general si es necesaria. Paradójicamente para esos años el ejecutivo anunciaba la creación de ENERSA una empresa que fue anunciada como posible reconstrucción de una política petrolera nacional: Sin embargo el anuncio nada tenia que ver con la realidad ni con las disposiciones jurídicas que iban en sentido contrario. Por eso ENERSA no existió y “desapareció” como las palabras lo hacen cuando no tienen referentes concretos. 

Artículo 2° — Las actividades relativas a la exploración, explotación, industrialización , transporte y comercialización de los hidrocarburos estarán a cargo de empresas estatales, empresas privadas o mixtas, conforme a las disposiciones de esta ley y las reglamentaciones que dicte el Poder Ejecutivo. 

Las implicancias de estos dos artículos originales de 1967 no deben dejar dudas. Cuando se leen no pueden dejar de referir al segundo párrafo del famoso artículo 40 (16) de la constitución de 1949 . Pero debemos destacar que en este caso la definición es mucho más acotada. La ley habla de la soberanía del estado sobre su territorio. Pero la Ley Corta cede la soberanía al las provincias. La clave de las leyes de minería e hidrocarburos se encuentra en la frontera de la soberanía estatal (provincial) y la propiedad privada de las empresas que se encargan de la explotación: el mineral o el petróleo no es un bien producido, sino que es parte del territorio. Todas las legislaciones del mundo salvo la de los EEUU, reservan la propiedad del suelo y subsuelo al estado. La respuesta a los problemas que presenta esta cuestión esta en dos tendencias que se manifestarlo históricamente en el tema petrolero. La primera que considera el monopolios estatal con (o sin) participación privada con convenios específicos entre privado y una compañía estatal que sea dominante en el mercado. Y los que consideran la presencia privada central a través de la explotación mixta o sólo privada con una lógica que siga las reglas del mercado. El camino hacia ese segundo escenario es largo y previo al menemismo, pero las reformas de Menem fueron ua vuelta de página que dio inicio a la nueva lógica que se efectivizó plenamente desde la llegada de Repsol en el 98, y transformo en catástrofe con la llegada de Esquenazi y la ley corta, hasta el 2012, que na nacionalización dio una vuelta de página. 

Artículo 3° —Artículo 4° - 

Artículo 6°— Los permisionarios y concesionarios tendrán el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y, consecuentemente, podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados cumpliendo las reglamentaciones que dicte el Poder Ejecutivo sobre bases técnico-económicas razonables que contemplen la conveniencia del mercado interno y procuren estimular la exploración y explotación de hidrocarburos. 

Durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas será obligatoria la utilización en el país de todas las disponibilidades de origen Nacional de dichos hidrocarburos, salvo en los casos en que justificadas razones técnicas no lo hicieran aconsejable. Consecuentemente, las nuevas refinerías o ampliaciones se adecuarán al uso racional de los petróleos nacionales. 

Si en dicho período el Poder Ejecutivo fijara los precios de comercialización en el mercado interno de los petróleos crudos, tales precios serán iguales a los que se establezcan para la respectiva empresa estatal, pero no inferiores a los niveles de precios de los petróleos de importación de condiciones similares. Cuando los precios de petróleos importados se incrementaren significativamente por circunstancias excepcionales, no serán considerados para la fijación de los precios de comercialización en el mercado interno y, en ese caso éstos podrán 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 Si fijara precios para subproductos, éstos deberán ser compatibles con los de petróleos valorizados según los criterios precedentes 

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. 

 La producción de gas natural podrá utilizarse, en primer término, en los requerimientos propios de a explotación de los yacimientos de que se extraiga y de otros de la zona, pertenezcan o no al concesionario y considerando lo señalado en el artículo 31. La empresa estatal que preste servicios públicos de distribución de gas tendrá preferencia para adquirir, dentro de plazos aceptables, las cantidades que excedieran del uso anterior a precios convenidos que aseguren una justa rentabilidad a la Inversión correspondiente, teniendo en cuenta las especiales características y condiciones del yacimiento. 

Con la aprobación de la autoridad de aplicación, el concesionario podrá decidir el destino y condiciones de aprovechamiento del gas que no fuere utilizado en la forma precedentemente indicada. 

La comercialización y distribución de hidrocarburos gaseosos estará sometida a las reglamentaciones que dicte el Poder Ejecutivo Nacional. 

Existe una contradicción entre “libre disponibilidad” y “obligación de abastecer el mercado interno”. Contradicción que esta relacionada con los precios que se pagan dentro del país y afuera del mismo. La ley del onganiato deja claro que se debe establecer el autoabastecimiento (y en otro artículo otorga al Estado la fijación del precio del petróleo a boca de pozo). El Menemismo desrreguló y las compañías discusiones de posibilidad de exportación libre, aunque se sostuvo el abastecimiento del mercado interno mientra la producción genero excedentes que satisfacían a todos. Durante el K esto se hizo complicado dada la caída de la producción y de las reservas. Por ello las presiones por subsidios para el mercado interno y/o aumento del precio de los combustibles se hicieron enormes. Luego de la nacionalización la política K ha establecido una “situación intermedia”: muy altos precios del combustible en el mercado local y libre disponibilidad de una parte de los recursos extraídos. Esta solución permite dos cosas una permitir que YPF abastezca el mercado interno con precios altos y segundo que las privadas consideren atractiva la inversión. 

Artículo 10 — 

Artículo 11 — Las empresas estatales constituirán elementos fundamentales en el logro de los objetivos fijados en el artículo 39 y desarrollarán sus actividades de exploración y explotación en las zonas que el Estado reserve en su favor, las que inicialmente quedan definidas en el Anexo único que íntegra esta Ley. En el futuro el Poder Ejecutivo, en relación con los planes de acción, podrá asignar nuevas áreas a esas empresas, las que podrán ejercer sus actividades directamente o mediante contratos de locación de obra y de servicios, integración o formación de sociedades y demás modalidades de vinculación con personas físicas o jurídicas que autoricen sus respectivos estatutos. 

Artículo de hecho derogado o solo parcialmente aplicable (YPF es una SA). La ley modificada prohíbe que el Estado se reserve zonas. 

 Artículo 12 —Artículo 13 —

 TITULO II — Derechos y obligaciones principales 

SECCION 1° — Reconocimiento superficial 

 Artículo 14 — Artículo 15 — 

SECCION 2° — Permisos de exploración 

Artículo 16 —Artículo 17 — Artículo 18 — Artículo 19 —Artículo 20 — 

Artículo 21 —El permisionario que descubriere hidrocarburos deberá efectuar dentro de los 30 das, bajo apercibimiento de incurrir en las sanciones establecidas en el título VII, la correspondiente denuncia ante la autoridad de aplicación, Podrá disponer de los productos que extraiga en el curso de los trabajos exploratorios, pero mientras no dé cumplimiento a lo exigido en el artículo 22 no estará facultado para proceder a la explotación del yacimiento. 

Los hidrocarburos que se extraigan durante la exploración estarán sometidos al pago de una regalía del 15 %, con la excepción prevista en el artículo 63. 

Sin embargo mas adelante se establece (y la nueva reforma lo especifica con mayor claridad) que cuando se descubren hidrocarburos el periodo de exploración expira y el tiempo restante se incorpora al tiempo de concesión como una extensión del mismo.

Artículo 22 — Dentro de los 30 días de la fecha en que el permisionario, de conformidad con criterios técnico-económicos, aceptables, determine que el yacimiento descubierto es comercialmente explotable, deberá declarar ante la autoridad de aplicación su voluntad de obtener la correspondiente concesión de explotación, observando los recaudos consignados en el artículo 33, párrafo 2°, La concesión deberá otorgársele dentro de los 60 días siguientes y el plazo de su vigencia se computará en la forma que establece el artículo 35. 

El omitir la precitada declaración u ocultar la condición de comercialmente explotable de un yacimiento, dará lugar a la aplicación de la sanción prevista y reglada en el artículo 80, inciso e) y correlativos. 

 El otorgamiento de la concesión no comporta la caducidad de los derechos de exploración sobre las áreas que al afecto se retengan, durante los plazos pendientes. 

Artículo 23 — Los plazos de los permisos de exploración serán fijados en cada concurso con los máximos siguientes: 

Plazo básico: 1er. período, hasta 4 años, 2° período, hasta 3 años, 3°, período hasta 2 años. 

Período de prórroga: hasta 5 años. Para las exploraciones en la plataforma continental cada uno de los períodos del plazo básico podrá incrementarse en un año. 

La prórroga prevista en este artículo es facultativa para el permisionario

 La transformación parcial del área de permiso de exploración en concesión de explotación realizada antes del vencimiento del plazo básico del permiso, conforme a lo establecido en el artículo 22, autoriza a adicionar al plazo de la concesión el lapso no transcurrido del permiso de exploración excluido el término de la prórroga. 

En cualquier momento el permisionario podrá renunciar a toda o parte del área cubierta por el permiso de exploración, sin perjuicio de las obligaciones prescriptas en el artículo 20. 

Artículo 1°: Artículo 23: Sustitúyase el artículo 23 de la Ley 17.319 por el siguiente texto: “Los plazos de los permisos de exploración serán fijados por la Autoridad de Aplicación de acuerdo al objetivo de exploración, según el siguiente detalle. Plazo Básico: 

Exploración con objetivo convencional: 1er. Período de hasta tres años; 2do. Período hasta tres años. Período de prórroga: hasta cinco años. 

Exploración no convencional: 1er. Período de hasta cuatro años; 2do. Período de hasta cuatro años; Prórroga: cinco años. 

Para la exploración en la plataforma continental y en el mar territorial cada uno de los períodos del plazo básico podrá extenderse en un año. 

La prórroga prevista en este artículo es facultativa para el permisionario que haya cumplido con la inversión y las restantes obligaciones a su cargo. La transformación parcial del área del permiso de exploración en concesión de explotación realizada antes del vencimiento del Plazo Básico del permiso, conforme a lo establecido en el artículo 22, autoriza a adicionar al plazo de la concesión el lapso no transcurrido del permiso de exploración, excluido el término de la prórroga. En cualquier momento el permisionario podrá renunciar a toda o parte del área cubierta por el permiso de exploración, sin perjuicio de las obligaciones prescriptas en el artículo 20. 

Este artículo disminuye los tiempos de exploración y prórroga del periodo de exploración de 14 años a 11 años y especifica para no convencionales un total de 13 años. Par la plataforma continental pasa de 17 años a 13 años. El objetivo es impulsar a las compañías a acelerar las inversiones. Y tengan más incentivos para la extracción rápida del recurso. Debemos recordar que las tecnologías han progresado mucho desde 1967.

Artículo 24 — Podrán otorgarse permisos de exploración solamente en zonas posibles. La unidad de exploración tendrá una superficie de 100 km2. 

Artículo 25 — Los permisos de exploración abarcarán áreas cuya superficie no exceda de 100 unidades. Los que se otorguen sobre la plataforma continental no superarán las 150 unidades.

Ninguna persona física o jurídica podrá ser simultáneamente titular de más de 5 permisos da exploración, ya sea en forma directa o indirecta.  

Artículo 2°: Sustitúyase el artículo 25 de la Ley 17.319 por el siguiente texto: “Los permisos de exploración abarcarán áreas cuyas superficies no exceda de 100 unidades. Los que se otorguen sobre la plataforma continental no superarán los 150 unidades”. 

Este artículo muestra cambios sustanciales respeto de la ley anterior: extiende la superficie total del los permisos ya que elimina mención a los límites que se pueden otorgar a cada inversor. La ley de Onganía fijaba el límite claramente en 5 unidades, el menemismo por varios decretos desreguladores lo extendió a 40. Aquí no parecen límites, el artículo en este caso aumenta las desregulación estatal, dejando de hecho a la discusión en el mercado el tema de la posible presencia masiva de corporaciones que adquieran un excesivo peso de carácter oligopólico. 

Artículo 26 — Al fenecer cada uno de los períodos 1° y 2 del plazo básico de un permiso de exploración el permisionario reducirá su área, como mínimo, al 50 % de la superficie remanente del permiso al concluir el respectivo período. El área remanente será igual a la original, menos las superficies restituidas con anterioridad o transformadas en lotes de una concesión de explotación. 

Al término del plazo básico el permisionario restituirá el total del área remanente, salvo si ejercitara el derecho de utilizar el período de prórroga, en cuyo caso dicha restitución quedará limitada al 50 % del área remanente antes del fenecimiento del último período de dicho plazo básico. 

Artículo 3°: Artículo 27: Al finalizar el 1er. Período del plazo básico el permisionario decidirá si continúa explorando en el área, o si la revierte totalmente al Estado. El permisionario podrá mantener toda el área originalmente otorgada, siempre que haya dado cumplimiento a las obligaciones emergentes del permiso. Al término del plazo básico, si el permisionario ejerce el derecho de utilizar el período de prórroga, en cuyo caso esa devolución quedará limitada al 50% del área remanente antes del vencimiento del segundo periodo del Plazo Básico.

El artículo organiza los cambios del Artículo 23. Sin alterar el espíritu de las ley anterior

SECCION 3° — Concesiones de explotación 

Artículo 27 — La concesión de explotación confiera el derecho exclusivo de explotar los yacimientos de hidrocarburos que existan en las áreas comprendidas en el respectivo título da concesión, durante el plazo que fija el artículo 35. 

Artículo 4°: Articulo 27: 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 durante el plazo que fija el artículo 35. Los sujetos titulares de permisos de exploración y/o de concesiones de explotación de hidrocarburos tendrán derecho a solicitar a la Autoridad de Aplicación una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, en los términos previstos en el artículo 22 o en el artículo 27 bis, según corresponda.

La nueva ley favorece a las petroleras con concesiones de explotación o permisos de exploración (17) -paso previo a la concesión- en la cuenca neuquina, que también abarca algo de Mendoza, La Pampa y Río Negro. Ahora esas empresas podrán negociar con las provincias la renovación de las concesiones o permisos acorde a los más beneficiosos marcos de la nueva ley. El Artículo beneficia a la superficie controlada por YPF y los accionistas privados que participan en la misma. Esa superficie incluye a Chevron. Chevron además tiene otras concesiones propias. Otras empresas beneficiadas por este artículo son Pluspetrol, de las familias Rey y Poli. Energy Operations Argentina, de la estadounidense NEOS GeoSolutions. La canadiense Americas Petrogas. La brasileña Petrobras; la francesa Total, la alemana Wintershall, Tecpetrol, de Techint. Capex, de la norteamericana El Paso Energy. Entre Lomas, de Oscar Vicente. La norteamericana Exxon Mobil. Shell. Pan American Energy (PAE), propiedad de la británica BP, la china Cnooc y los Bulgheroni. Tambien estan los amigos mas cercanos a poder: Grecoil, de Daniel Vila y el ex ministro menemista José Luis Manzano. Misahar, de Lázaro Báez. Raiser, de los Moneta, Y Oil M&S, de Cristóbal López. 

Artículo 5°: Artículo 27 bis: Entiéndese por Explotación No Convencional de Hidrocarburos la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad. El concesionario de explotación, dentro del área de concesión, podrá requerir la subdivisión del área existente en nuevas áreas de explotación no convencional de hidrocarburos y el otorgamiento de una nueva Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos. 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. La Autoridad de Aplicación nacional o provincial, según corresponda, decidirá en el plazo de sesenta (60) días y su vigencia se computará en la forma que establece el artículo 35. 

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, podrán 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 del plan piloto previsto en el párrafo precedente. 

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 previamente existentes, debiendo la Autoridad Concedente readecuar el título respectivo a la extensión resultante de la subdivisión.

Queda establecido que la nueva Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos deberá tener como objetivo principal 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 en el artículo 30 y concordantes de la presente ley. 

Este artículo además de la incorporación de especificaciones relativas a los no convencionales, complementa los beneficios que la ley presenta para atraer capitales, con la extensión y complementariedad entre explotación convencional y no convencional. Lo cual es técnicamente razonable y lucrativo para el privado que ya explota el lugar o uno cercano. Es visto por las petroleras establecidas con satisfacción. Impulsa que los operadores privados actuales desarrollen más inversiones. Aunque limita de hecho la potestad del Estado de intervenir sobre las empresas de renegociar, o asociarse, o apropiarse de las nuevas explotaciones y las adyacentes, porque establece un derecho nuevo. Puede ser cuestionada esta argumentación diciendo que también YPF (es una SA) se encuentra incluida entre las beneficiarias. Pero YPF es el Estado, y esta ley la coloca en pie de igualdad con los privados. Además YPF parte de haber sufrido un retroceso en su participación en el mercado muy significativa que no vemos como puede recuperarse por esta vía. La adición de nuevas explotaciones puede ser hecha por un mero trámite y de hecho favorece la extensión de las concesiones existentes. 

Este artículo es complementado por el Artículo 28 cito en las disposiciones complementarias y transitorias al final del proyecto de modificaciones aprobado. Dispone la reducción de la regalía un 25%. 

Artículo 6°: Artículo 27 ter: Aquellos proyectos de Producción Terciaria, Petróleos Extra Pesados y Costa Afuera que por su productividad, ubicación y demás características técnicas y económicas desfavorables, y que sean aprobados por la Autoridad de Aplicación y por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, podrán ser pasibles de una reducción de regalías de hasta el cincuenta por ciento (50%) por parte de la Autoridad de Aplicación provincial o nacional, según corresponda. Se consideran Proyectos de Producción Terciaria aquellos proyectos de producción en que se apliquen técnicas de recuperación mejorada del petróleo (Enhanced Oil Recovery —EOR— o Improved Oil Recovery —IOR—). Se consideran proyectos de Petróleo Extra Pesado aquellos que requieran tratamiento especial (calidad de crudo inferior a 16 grados API y con viscosidad a temperatura de reservorio superior a los 1000 centipois). 

Las regalías se reducen a un 6% para el caso de pozos que están hacia el final de su vida útil (18). También para el “petróleo extrapesado” (muy denso de difícil extracción) y los de la plataforma continental. El primer caso y el segundo requieren técnicas especiales (vapor, químicos, agua, para ayudar a impulsar hacia arriba). YPF ha incrementado su producción desde la nacionalización de esta forma. Se estima que existen muy buenas cantidades de petróleo posible de ser extraído, aunque es más caro el proceso. Es un artículo pensado en primera instancia para impulsar la inversión inmediata de las compañías ya establecidas para lograr que incrementen la producción compensando esto con una disminución sustancial de las regalías (este beneficio en completamente nuevo). Lo mismo para petróleos pesados (que existan o estén sin, o mal, explotados o que se puedan descubrir). Es de destacar que no se pierde dinero con este tipo de explotación sino que no se gana tanto como con pozos jóvenes o livianos. Por eso YPF no pierde plata concentrándose en estos pozos viejos, pero las inversoras privadas operan donde la ganancia es mas fácil, porque esas son las reglas del mercado por las que se rige el capital cuanto mas liberal es el marco de operación que se le ofrece. Tampoco los petróleos pesados son descartables recordemos solo que la “franja del Orinoco” es una de las plataformas estratégicas nacionalizadas por Hugo Chávez en Venezuela por se considerada una reserva enorme fuente de recursos y es petróleo pesado. Lo mismo que las explotaciones mas afuera que (por ejemplo) son el sustento del autoabastecimiento británico (y Noruego) en agitado el Mar del Norte. La relación del beneficio de exportar petróleos extraídos por métodos que requieren más inversión se relaciona con dos factores: uno, el precio del mercado internacional; dos, el consume del mercado interno. http://empleospetroleros.org/2012/10/12/recuperacion-terciaria-o-mejorada-de-petroleo/ 

Artículo 28 — A todo titular de una concesión de explotación corresponde el derecho da obtener una concesión para el transporte de sus hidrocarburos, sujeta a lo determinado en la sección 4° del presente título. 

Artículo 29 — Las concesiones de explotación serán otorgadas por el Poder Ejecutivo a las personas físicas o jurídicas que ejerciten el derecho acordado por el artículo 17 cumpliendo las formalidades consignadas en el artículo 22. 

El Poder Ejecutivo, además, podrá otorgar concesiones de explotación sobre zonas probadas a quienes reúnan los requisitos y observen los procedimientos especificados por la sección 5° del presente título. Esta modalidad de concesión no implica en modo alguno garantizar la existencia en tales áreas de hidrocarburos comercialmente explotables. 

Artículo 7: Artículo 29 Las concesiones de explotación serán otorgadas, según corresponda, por el Poder Ejecutivo nacional o provincial a las personas físicas o jurídicas que ejerciten el derecho acordado por el artículo 17 cumpliendo las formalidades consignadas en el artículo 22. 

 El Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, podrá además otorgar concesiones de explotación sobre zonas probadas a quienes reúnan los requisitos y observen los procedimientos especificados por la Sección 5 del presente Título. Esta modalidad de concesión no implica en modo alguno garantizar la existencia en tales áreas de hidrocarburos comercialmente explotables. 

 El Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, asimismo otorgará Concesiones de Explotación No Convencionales de Hidrocarburos de acuerdo a los requisitos dispuestos por los artículos 27 y 27 bis. 

Artículo 30 —Artículo 31 — Artículo 32 —Artículo 33 - 

Artículo 34 — El área máxima de concesión de explotación que no provenga de un permiso de exploración, será de 250 km2. 

Ninguna persona física o jurídica podrá ser simultáneamente titular de más de 5 concesiones de explotación, ya sea directa o indirectamente y cualquiera sea su origen 

Artículo 8°: Sustitúyase el artículo 34 de la Ley 17.319, por el siguiente texto: “El área máxima de una nueva concesión de explotación que sea otorgada en el futuro y que no provenga de un permiso de exploración, no podrá superar los 250 Km2 

Este artículo extiende la desregulación a las concesiones, eliminando los límites de 5 áreas. En esta apertura sin límites cualquier empresa que disponga del capital necesario y cumpla con los requisitos de la ley pueda acumular áreas en cualquier cantidad. 

Artículo 35 — Las concesiones de explotación tendrán una vigencia de 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 prorrogarías hasta por 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 6 meses al vencimiento de la concesión. 

Artículo 9°: Artículo 35: De acuerdo a la siguiente clasificación 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 de la aplicación del artículo 23: 

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

b) Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos: treinta y cinco (35) años. Este plazo incluirá un Período de Plan Piloto de hasta cinco (5) años, a ser definido por el concesionario y aprobado por la Autoridad de Aplicación al momento de iniciarse la concesión. 

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

Los titulares de las concesiones de explotación (ya sea que a la fecha de inicio de vigencia de la presente modificación hayan sido o no prorrogadas) y siempre que hayan cumplido con sus obligaciones como concesionarios de explotación, estén produciendo hidrocarburos en las áreas en cuestión y presenten un plan de inversiones consistente con el desarrollo de la concesión, podrán solicitar prórrogas por un plazo de diez (10) años de duración cada una de ellas. 

La respectiva solicitud deberá presentarse con una antelación no menor a un (1) año al vencimiento de la concesión. Queda establecido que aquellas concesiones de explotación que a la fecha de sanción de la presente ley hayan sido previamente prorrogadas se regirán hasta el agotamiento de los plazos de dichas prórrogas por los términos y condiciones existentes. Una vez agotados dichos plazos de prórroga, los titulares de las concesiones de explotación podrán solicitar nuevas prórrogas, debiendo dar cumplimiento a las condiciones de prórroga establecidas en la presente ley. 

El artículo extiende el tiempo de las concesiones en no convencionales y más afuera respecto de la ley de 1967. Sin embargo agrega también una redacción sorprendente en lo que hace a la prórroga. En la ley de Onganía aparecía una “prorroga” de 10 años. La forma de la redacción no es neutral. En esta modificación habla de “prorrogas” de 10 años. Lo que sugiere una posible renovación de la concesión in eternum. Explicita que las concesiones en funcionamiento hayan o no recibido prorrogas podrán solicitar nuevas prórrogas. Debemos aclarar que muchas concesiones fueron prorrogadas sin necesidad de las modificaciones presentes en esta ley. Por ejemplo Cerro Dragón cuya explotación continúa desde Frondizi con cambios en el paquete accionario y que en el 2007 le extendieron (la provincia) la concesión hasta el 2027 con opción a otros 20 años de prórroga. Sigue siendo el yacimiento más importante del país. 

Artículo 36 — Artículo 37 — 

Artículo 38 — El concesionario de explotación que en el curso de los trabajos autorizados en virtud de esta Ley descubriera sustancias minerales no comprendidas en este ordenamiento, tendrá el derecho de extraerlas y apropiárselas cumpliendo en cada caso, previamente, con las obligaciones que el Código de Minería establece para el descubridor, ante la autoridad minera que corresponda por razones de jurisdicción. 

Cuando en el área de una concesión de explotación terceros ajenos a ella descubrieran sustancias de 1° ó 2° categoría, el descubridor podrá emprender trabajos mineros, siempre que no perjudiquen los que realiza el explotador. Caso contrario, y a falta de acuerdo de partes, la autoridad de aplicación, con audiencia de la autoridad minera jurisdiccional, determinará la explotación a que debe acordarse preferencia, si no fuera posible el trabajo simultáneo de ambas. La resolución respectiva se fundará en razones de interés nacional y no obstará al pago de las indemnizaciones que correspondan por parto de quien resulte beneficiario.

Para las sustancias de 3° categoría es de aplicación el artículo 252 del Cód. de Minería. 

Cuando el propietario de una mina cualesquiera sea la categoría de las sustancias hallare hidrocarburos, sin perjuicio de disponer de los mismos únicamente en la medida requerida por el proceso de extracción y beneficio de los minerales, lo comunicará a la autoridad de aplicación dentro de los 15 días del hallazgo, a fin de que decida sobre el particular conforme a la presente Ley. 

SECCION 4° — Concesiones de transporte 

Artículo 39 — La concesión de transporte confiere, durante los plazos que fija el artículo 41, el derecho de trasladar 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. 

Artículo 40 — Las concesiones de transporte serán otorgadas por el Poder Ejecutivo a las personas físicas o jurídicas que reúnan los requisitos y observen los procedimientos que la sección 5° específica. 

Los concesionarios de explotación que, ejercitando el derecho conferido por el artículo 28, dispongan la construcción de obras permanentes para el transporte de hidrocarburos que excedan los límites de alguno de los lotes concedidos, estarán obligados a constituirse en concesionarios de transporte, ajustándose a las condiciones y requisitos respectivos, cuya observancia verificará la autoridad de aplicación. Cuando las aludidas instalaciones permanentes no rebasen los límites de alguno de los lotes de la concesión, será facultativa la concesión de transporte y, en su caso, el plazo respectivo será computado desde la habilitación de las obras. 

Artículo 41 — Las concesiones a que se refiere a presente sección serán otorgadas por un plazo de 35 años a contar desde la fecha de adjudicación, pudiendo el Poder Ejecutivo, a petición de los titulares prorrogarlos por hasta 10 años más por resolución fundada. Vencidos dichos plazos, las instalaciones pasarán al dominio del Estado Nacional sin cargo ni gravamen alguno y de pleno derecho. 

Las concesiones a que se refiere la presente sección serán otorgadas y prorrogadas por plazos equivalentes a aquellos otorgados para las concesiones de explotación vinculadas a las concesiones de transporte. Vencidos dichos plazos, las instalaciones pasarán al dominio del Estado nacional o provincial según corresponda sin cargo ni gravamen alguno y de pleno derecho. 

El artículo establece una estructura de concesión para transporte de combustible similar a la de explotación de los yacimientos. Básicamente establece un sistema que favorece con mas claridad la integración vertical de la empresa concesionaria. 

Artículo 42 — Las concesiones de transporte en ningún caso implicarán un privilegio de exclusividad que impida al Poder Ejecutivo otorgar iguales derechos a terceros en la misma zona. 

Artículo 43 — Artículo 44 — 

SECCION 5° — Adjudicaciones 

Artículo 45 — Los permisos y concesiones regulados por esta Ley serán adjudicados mediante concursos en los cuales podrá presentar ofertas cualquier persona física o jurídica que reúna las condiciones establecidas en el artículo 5° y cumpla los requisitos exigidos en esta sección. 

Las concesiones que resulten de la aplicación de los artículos 29, párrafo 1°, y 40, párrafo 2°, serán adjudicadas conforme a los procedimientos establecidos en las secciones 2° y 4° del título II. 

Sin perjuicio de lo dispuesto por el artículo 27 bis, los permisos y concesiones regulados por esta ley serán adjudicados mediante licitaciones en las cuales podrá presentar ofertas cualquier persona física o jurídica que reúna las condiciones establecidas en el artículo 5° y cumpla los requisitos exigidos en esta sección. 

Las concesiones que resulten de la aplicación de los artículos 29, párrafo primero y 40, segundo párrafo, serán adjudicadas conforme a los procedimientos establecidos en el Título II de la presente ley. 

Esta modificación simplemente organiza y adecua los artículos de la sección a los cambios del resto de la ley.  

 Artículo 46 —

 Artículo 47 — Dispuesto el llamado a concurso en cualquiera de los procedimientos considerados por el artículo 46, la autoridad de aplicación confeccionará el pliego respectivo, el que consignará a título ilustrativo y con mención de su origen, las informaciones disponibles concernientes a la presentación de propuestas. 

Asimismo, el pliego contendrá las condiciones y garantías a que deberán ajustarse las ofertas y enunciará las bases fundamentales que se tendrán en consideración para valorar la conveniencia de las propuestas, tales como el importe y los plazos de las inversiones en obras y trabajos que se comprometan y ventajas especiales para la Nación, incluyendo bonificaciones, pagos iniciales diferidos o progresivos, obras de interés general, etcétera. 

El llamado a concurso deberá difundirse durante no menos de 10 días en los lugares y por medios que se consideren idóneos para asegurar su más amplio conocimiento, debiéndose incluir entre éstos, necesariamente, al Boletín Oficial. Las publicaciones se efectuarán con una anticipación mínima de 60 días al indicado para el comienzo de recepción de ofertas. 

Artículo 47: Dispuesto el llamado a licitación en cualquiera de los procedimientos considerados por el artículo 46, la Autoridad de Aplicación confeccionará el pliego respectivo, en base al Pliego Modelo, elaborado entre las Autoridades de Aplicación de las provincias y la Secretaría de Energía de la Nación, el que consignará a título ilustrativo y con mención de su origen, las informaciones disponibles concernientes a la presentación de propuestas. 

Asimismo, el pliego contendrá las condiciones y garantías a que deberán ajustarse las ofertas y enunciará las bases fundamentales que se tendrán en consideración para valorar la conveniencia de las propuestas, tales como el importe y los plazos de las inversiones en obras y trabajos que se comprometan. El llamado a licitación deberá difundirse durante no menos de diez (10) días en los lugares y por medios nacionales e internacionales que se consideren idóneos para asegurar su más amplio conocimiento, buscando la mayor concurrencia posible, debiéndose incluir entre éstos, necesariamente, el Boletín Oficial. Las publicaciones se efectuarán con una anticipación mínima de sesenta (60) días al indicado para el comienzo de recepción de ofertas. 

Artículo. 48 — La autoridad de aplicación estudiará todas las propuestas y podrá requerir de aquellos oferentes que hayan presentado las de mayor interés, las mejoras que considere necesarias para alcanzar condiciones satisfactorias. La adjudicación recaerá en el oferente que haya presentado la oferta que a criterio debidamente fundado del Poder Ejecutivo, resultare en definitiva la más conveniente a los intereses de la Nación. 

Es atribución del Poder Ejecutivo rechazar todas las ofertas presentadas o adjudicar al único oferente en el concurso. 

Artículo 13°: La Autoridad de Aplicación estudiará todas las propuestas y podrá requerir de aquellos oferentes que hayan presentado las de mayor interés, las mejoras que considere necesarias para alcanzar condiciones satisfactorias. La adjudicación recaerá en el oferente que haya presentado la oferta que a criterio debidamente fundado del PEN o provincial, según corresponda en particular proponga la mayor inversión o actividad exploratoria. 

Es atribución del Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, rechazar todas las ofertas presentadas o adjudicar al único oferente en la licitación. 

Artículo 49 — Artículo 50 - Artículo 51 —Artículo 52 — Artículo 54 — Artículo 55 — 

SECCION 6° — Tributos 

Artículo 56 — Los titulares de permisos de exploración y concesiones de exploración estarán sujetos, mientras esté vigente el permiso o concesión respectivo, al régimen fiscal que para toda la República se establece seguidamente: 

a) Tendrán a su cargo el pago de todos los tributos provinciales y municipales existentes a la fecha de la adjudicación Durante la vigencia de los permisos y concesiones, las provincias y municipalidades no podrán gravar a sus titulares con nuevos tributos ni aumentar los existentes, salvo las tasas retributivas de servicios y las contribuciones de mejoras o incremento general de impuestos. 

b) En el orden Nacional estarán sujetos, con arreglo a las normas de aplicación respectivas y en cuanto correspondieren, al pago de derechos aduaneros, impuestos u otros tributos que graven los bienes importados al país y de recargos cambiarios Asimismo estarán obligados al pago del impuesto a las ganancias eventuales; al canon establecido por el artículo 57 para el período básico y para la prórroga durante la exploración y por el artículo 58 para la explotación; a las regalías estatuidas por los artículos 21, 59 y 62; al cumplimiento de las obligaciones a que se refiere el artículo 64 y al pago del impuesto que estatuye el inciso siguiente 

c) La utilidad neta que obtengan en el ejercicio de su actividad como permisionar ríos o concesionarios, queda sujeta al impuesto especial a la renta que se fija a continuación. A tal efecto, dicha utilidad neta se establecerá con arreglo a los principios que rigen la determinación del rédito neto para la liquidación del impuesto a los réditos estatuido por la ley .11.682 (t. o. 1960 y sus modificaciones [XX-A, 514]), cuyas normas serán aplicables en lo pertinente con sujeción a las siguientes disposiciones especiales 

 I. El precio de venta de los hidrocarburos extraídos será el que se cobre en operaciones con terceros. En caso de que exista vinculación económica entre el concesionario y el comprador, no se fije precios o se destine el producto a ulteriores procesos de industrialización, el precio se fijará conforme al valor corriente del producto en el mercado interno al tiempo de enajenarse o industrializarse. En caso de exportación de hidrocarburos su valor comercial a los efectos de este artículo se fijará en cada oportunidad sobre la base del precio real obtenido por el concesionario en la exportación o, de no poder determinarse o no ser razonable, fundándose en precios de referencia que se establecerán periódicamente y para lo futuro sobre bases técnicamente aceptables 

II. Podrán deducirse de las utilidades del año fiscal, las sumas efectivamente invertidas en gastos directos de exploración a que se refiere el artículo 62, inciso a) de la ley 11.682 (t. o. 1960 y sus modificaciones) solamente durante el primer período del plazo básico del correspondiente permiso, sin perjuicio del tratamiento que les corresponda como costo susceptible de amortización. No se considerarán gastos de exploración las inversiones en máquinas, equipos y demás bienes del activo fijo sujetos al tratamiento establecido en el apartado siguiente 

III. Sin perjuicio de la amortización ordinaria que técnicamente corresponda, podrá deducirse de las utilidades del año fiscal y durante el primer período del plazo básico de la explotación, un importe equivalente al 100 % de las cuotas de amortización ordinaria que corresponda a las Inversiones en máquinas, equipos y otros bienes del activo fijo utilizados en las tareas de exploración de dicho primer período 

IV. Los permisionarios podrán optar entre el sistema que se fija en los apartados anteriores II y III o la deducción simple contra cualquier tipo de renta de fuente argentina que les correspondiere, de las sumas efectivamente invertidas en gastos directos de exploración durante el primer período del plazo básico y las amortizaciones ordinarias que técnicamente correspondan en inversiones en máquinas, equipos y demás bienes de activo fijo aplicados a dichos trabajos de exploración durante el citado primer período. En caso de hacer uso de esta opción, los gastos directos y las amortizaciones así tratadas no podrán ser nuevamente considerados como gastos ni inversiones amortizables, a los efectos de la determinación de la utilidad fiscal neta a que se refiere el apartado V del presente artículo. 

V. Para la determinación de la utilidad fiscal neta no podrán deducirse: los tributos provinciales o municipales salvo que se trate de tasas retributivas de servicios o contribuciones de mejoras; el canon correspondiente al período básico de exploración y el relativo a la explotación; las regalías previstas en los artículos 59 y 62, el saldo del impuesto especial a la renta, ni los gastos directos en exploración o las inversiones amortizables, cuando se hiciere uso de la opción acordada en el apartado IV del presente artículo. 

VI. Sobre la utilidad fiscal neta determinada según las cláusulas que anteceden se aplicará la tasa del 55 %, estableciéndose así el monto del impuesto especial a la renta. 

VII. Del monto del impuesto así determinado se deducirá el importe: de los tributos provinciales o municipales, salvo que se trate de tasas retributivas de servicios o contribuciones de mejoras; del canon correspondiente al período básico de exploración y del relativo a la explotación y de las regalías previstas en los artículos 59 y 62. Si el saldo resultante, fuera positivo, deberá ser ingresado en la forma y plazo que determine la Dirección Gral. Impositiva. En caso contrario, los permisionarios o concesionarios acreditarán el excedente como pago a cuenta del presente impuesto especial, correspondiente a los ejercicios fiscales siguientes: En ningún caso este excedente podrá ser objeto de devolución o transferencia. 

VIII. La Dirección Gral. Impositiva tendrá a su cargo la aplicación, percepción y fiscalización de este impuesto, con arreglo a las disposiciones de la ley 11.683 (t. o. 1960 [XX-A, 656] y sus modificaciones) y sus reglamentaciones. 

IX. El Poder Ejecutivo con intervención de la autoridad de aplicación de esta Ley y de la Dirección Gral. Impositiva, reglamentará el tratamiento fiscal de los cargos que puedan ser diferidos; los regímenes especiales de amortización y los métodos de distribución y cómputos de los gastos o bienes comunes cuando los permisionarios o concesionarios desarrollen contemporáneamente otras actividades además de las comprendidas en esta Ley. Las ventajas especiales para la Nación a que alude el artículo 64, podrán ser consideradas como inversiones amortizables. 

 X. Los saldos recaudados de acuerdo al punto VII serán distribuidos de acuerdo con el régimen de coparticipación del impuesto a los réditos establecido por la ley 14.783 [XIX-A, I 1] y sus disposiciones modificatorias o complementarías. 

d) En virtud de las estipulaciones que anteceden, los permisionarios o concesionarios quedan exentos del pago de todo otro tributo nacional, presente o futuro, de cualquier naturaleza o denominación —incluyendo los tributos que pudieran recaer sobre los accionistas u otros beneficiarios directos de estas rentas que tengan vinculación con la actividad a que se refiere este artículo. No gozan de esta exención por las tasas retributivas de servicios, por las contribuciones de mejoras y por los impuestos atribuibles a terceros que los permisionarios o concesionarios hayan tomado a su cargo. Cuando hubieren tomado a su cargo el pago de impuestos correspondientes a los intereses de financiaciones del exterior bajo forma de préstamos. créditos u otros conceptos con destino al desarrollo de su actividad, la renta sujeta al gravamen a los fines de establecer el monto imponible, no será acrecentada con el importe de dichos impuestos 

Este extenso artículo estipulaba en 1967 la sujeción que las empresas debían tener respecto de tributaciones impositivas que exceden la Regalía. Establecía en su inciso C, por ejemplo, un régimen especial de impuesto a las ganancias para los hidrocarburos que seria fijado por el estado de acuerdo a las características particulares de la actividad rigiéndose las concesiones por la legislación general y las condiciones específicas de cada convenio. Todos esto hasta que en el 2006 se aplicaron promociones extraordinarias. El artículo en su inciso D exime a los concesionarios de cualquier otro impuesto fuera de los estipulados por esta ley. Son los artículos incorporados a continuación los que fijan la tributación efectiva y definitiva, tal como el mismo artículo remite 

Es de fundamental importancia poder calcular cuanto es el porcentaje que termina apropiándose el Estado teniendo en cuanta el conjunto de las imposiciones fiscales. Cuando se menciona que Bolivia en algunos casos el estados e queda hasta con el 80% del valor de los producido lo que se esta computando es el conjunto de las tributaciones de las cuales la regalía constituye una parte módica. Como estamos viendo la presión impositiva esta en nuestro caso recostada en una parte mayoritaria en la regalía del 12% estimando sobre el total de los producido tantoa para el mercado interno como para las exportaciones 

Artículo 57 — El titular de un permiso de exploración pagará anualmente y por adelantado un canon por cada kilómetro cuadrado o fracción, conforme a la siguiente escala 

a) Plazo básico: 

1er. período, $ 500 m/n. 2do. período, $ 1000 m/n. 3er. período, $ 1500 m/n. 

b) Prórroga 

Durante el primer año de su vigencia abonará por adelantado $ 100.000 m/n por km2 o fracción, incrementándose dicho monto en el 50 % anual acumulativo. 

El importe de este tributo podrá reajustarse compensándolo con las inversiones efectivamente realizadas en la exploración de la fracción remanente, hasta la concurrencia de un canon mínimo de $ 10.000 m/n por km2, que será abonado en todos los casos. 

Artículo 58 — El concesionario de explotación pagará anualmente y por adelantado por cada kilómetro cuadrado o fracción abarcado por el área, un canon de $ 20.000 m/n.

Incorpórase al Título II de la ley 17.319 y sus modificatorias la Sección VII “Canon y Regalías”, que comprenderá los artículos 57, 58, 59, 60, 61, 62, 63, 64 y 65, y sustitúyense los artículos 57 y 58 de la ley 17.319 y sus modificatorias por los siguientes textos: 

Artículo 57: El titular de un permiso de exploración pagará anualmente y por adelantado un canon por cada kilómetro cuadrado o fracción, conforme a la siguiente escala:

a) Plazo Básico: 1er. Periodo: doscientos cincuenta pesos ($ 250). 2do. Período: mil pesos ($ 1.000). 

b) Prórroga: Durante el primer año de su vigencia abonará por adelantado la suma de diecisiete mil quinientos pesos ($ 17.500) por Km2 o fracción, incrementándose dicho monto en el veinticinco por ciento (25%) anual acumulativo. El importe que deba ser abonado por este concepto correspondiente al segundo Período del Plazo Básico y al Período de Prórroga podrá reajustarse compensándolo con las inversiones efectivamente realizadas en la exploración dentro del área correspondiente, hasta la concurrencia de un canon mínimo equivalente al diez por ciento (10%) del canon que corresponda en función del período por Km2 que será abonado en todos los casos. 

Artículo 58: El concesionario de explotación pagará anualmente y por adelantado un canon por cada kilómetro cuadrado o fracción abarcado por el área de pesos cuatro mil quinientos ($ 4.500).

Cuando una empresa obtiene un permiso de exploración por parte de la Secretaria de Energía de la Nación, el citado permiso esta sujeto al pago del canon que consiste en un pago anual fijo y por adelantado por cada área entregada y que va incrementándose en cada uno de los períodos en que se subdivide el plazo básico del respectivo permiso. Es el “alquiler del suelo”. Las cifras parecen simbólicas. 

ARTICULO 15. — Incorpórase como artículo 58 bis de la ley 17.319 y sus modificatorias, el siguiente: 

Artículo 58 bis: La Autoridad de Aplicación podrá establecer para las prórrogas de concesiones de explotación, el pago de un bono de prórroga cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al final del período de vigencia de la concesión por el dos por ciento (2%) del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos (2) años anteriores al momento del otorgamiento de la prórroga.

Para los casos de realización de actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, a partir del vencimiento del período de vigencia de la concesión oportunamente otorgada y dentro de la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, la Autoridad de Aplicación podrá establecer el pago de un bono de explotación cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes asociadas a la explotación convencional de hidrocarburos al final del período de vigencia de la concesión oportunamente otorgada y por el dos por ciento (2%) del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos (2) años anteriores al momento del otorgamiento de la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos. 

Establece un impuesto del 2% sobre las reservas estimadas en el momento de otorgar la prórroga, en forma de bono.

Artículo 59 — El concesionario de explotación pagará mensualmente al Estado Nacional, en concepto de regalía sobre el producido de los hidrocarburos líquidos extraídos en boca de pozo, un porcentaje del 12 %, que el Poder Ejecutivo podrá reducir hasta el 5 %, teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos. 

Artículo 59: El concesionario de explotación pagará mensualmente al Concedente, en concepto de regalía sobre el producido de los hidrocarburos líquidos extraídos en boca de pozo, un porcentaje del doce por ciento (12%). Idéntico porcentaje del valor de los volúmenes extraídos y efectivamente aprovechados, pagará mensualmente la producción de gas natural, en concepto de regalía. Para el pago de esta regalía el valor del gas será fijado conforme al procedimiento indicado para el petróleo crudo en el artículo 61. El pago en especie de esta regalía sólo procederá cuando se asegure al concesionario una recepción de permanencia razonable. 

En ambos casos el Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda como autoridades concedentes, podrá reducir la misma hasta el cinco por ciento (5%) teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos. Asimismo, en caso de prórroga, corresponderá el pago de una regalía adicional de hasta tres por ciento (3%) respecto de la regalía aplicable al momento de la primera prórroga y hasta un máximo total de dieciocho por ciento (18%) de regalía para las siguientes prórrogas. 

En los casos de las concesiones de explotación referidas en el último párrafo del artículo 35, corresponderá el pago de una regalía total que no podrá superar el dieciocho por ciento (18%). 

Por la realización de las actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, a las que se hace referencia en el artículo 27 bis de la presente ley, a partir del vencimiento del período de vigencia de la concesión oportunamente otorgada y dentro de la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, la Autoridad de Aplicación podrá fijar asimismo una regalía adicional de hasta tres por ciento (3%) respecto de la regalía vigente hasta un máximo de dieciocho por ciento (18%) según corresponda conforme al mecanismo establecido en el artículo 35. 

Las alícuotas de regalías previstas en el presente artículo serán el único mecanismo de ingreso sobre la producción de hidrocarburos que percibirán las jurisdicciones titulares del dominio de los hidrocarburos en su carácter de Concedentes. 

 Es uno de los artículos más polémicos que se refiere al monto de la regalía. Es el principal ingreso, estipulado en la ley y los convenios, que el Estado obtendrá por la producción privada además del módico “canon” que se paga por área. A lo largo de la ley podemos ver que la regalía oscila entre el 5% y el 18%. A diferencia de otros países donde la regalía es sólo uno de los posibles ingresos que obtiene el estado por la explotación, en Argentina la imposición de otras formas de tributación se encuentra muy acotada. Cuando se discute la regalía podemos ver que el 12% establecido es bajo pero no excesivamente bajo, aún en países donde hay una fuerte política petrolera estatal la regalía se encuentra entre el 12 y el 20% (aunque cifras del 10% también son típicas). Sin embargo como señalamos antes existen muchas otras formas en las que el Estado participa de la explotación petrolera y se apropia de la renta de la misma. Existen países que se quedan con gran parte del excedente y no aplican el sistema de regalías y muchos en los que la empresa estatal ocupa una parte sustancial de la explotación directa. Debemos indicar que la regalía también la pagan las empresas estatales, pero seria injusto comprar a YPF (aunque sea mixta y cotice en el mercado) con Chevrón. 

Existen otros sistemas de imposición de cargas utilizados por otros países. Si comparamos con los que utilizan regalías, vemos que se encuentra entre las más bajas, aunque no en forma. La regalía típica de nuestra ley es de 12% y, si leemos la ley, vemos existen mas razones para excepciones que para incrementos. La regalía típica se ubica en la mayoría de los casos en un orden de 12% al 20%, no es poco común el 25% tampoco el 10% y existen casos del 30% (Venezuela) y del 50% al 80% como el caso de Bolivia, aunque no en todos los convenios que se acuerdan (19). Existen muchos casos que tienen regalías similares a las nuestras o aún menores. 

Por otra parte es de destacar que muchos países tienen una petrolera estatal de mayor dimensión física y desarrollan la explotación petrolera con el objetivo de que sea el Estado el que explote el petróleo o una parte sustancial del mismo. Por último en muchos casos el sistema de acuerdo con compañías privadas se da manteniendo la empresa estatal el control de la producción y la participación privada se realiza a través contratos puntuales por lo que la regalía no existe en esos casos sino que se establece un método de beneficio empresario de acuerdo al contrato firmado. 

La última parte del artículo veta la posibilidad de imponer cualquier otro tipo de impuesto a las provincias, otorgándole una gran seguridad económica a las empresas contra una situación de tener que negociar impuestos provincia por provincia. De esta forma se garantiza un marco impositivo único a nivel nacional. No sabemos en este momento cual será la presión impositiva total que se realizará sobre las empresas, la suma de conjunto nos debería acercar a la “regalía total” que se cobra. Vemos que hay una gran variación y muchas excepciones impositivas y seguridades que tienden a hacer viable una afirmación de que la imposición total será mas bien baja acorde con la idea que rigió la fijación del monto de la regalía. Por ejemplo ¿Cuál será el monto de las retenciones a las exportaciones petroleras? Teniendo en cuenta el perfil exportador con el que se pretende entusiasmar a los inversores esto no es menor. Sin embargo la idea de la retención esta relacionada con el precio internacional del petróleo, mientras superó los 100U$S estas fueron altas. Pero en octubre último Kiciloff mediante la resolución 803 dio cuenta de la caída del precio internacional a 80U$S y bajó las retenciones para mantener la rentabilidad de las empresas (la principal exportadora en Pan American Energy que explota Cerro Dragón). Por otra parte por unos años sin dudas será el mercado doméstico el lugar de consumo hasta lograr el “autoabastecimiento” (al menos eso suponemos ya que a las exportadoras actuales eso no se les exige) ¿Cuáles son los impuestos internos con que se gravará a las empresas? ¿ todo esta relacionado con cargar a los consumidores con los increíblemente altos precio de la nafta? 

No es exclusivamente el marco impositivo lo que debe mover a reflexionar sobre lo concesivo o gravoso del impuesto. Debe analizarse el marco general que denominamos “estratégico” dentro del cual se encuentra encuadrado: todas las imposiciones que el estado debería imponer para orientar el crecimiento armónico de la producción petrolera con el resto de la economía nacional, donde se capitaliza la ganancia privada, que tipo de eslabonamiento nacional impulsa, a quienes se le compran los insumos, si favorece el desarrollo diversificado de otras fuentes de energía, cuanto beneficia el desarrollo armónico de la regiones donde se da la explotación, como y con que libertad se obtienen las divisas, si pueden ser transferidas al exterior, con que tipo de cambio, cuanto y como se invierte en la preservación del medio ambiente, cuales son los precios internos que favorecen o desalientan la producción y circulación, etc. Todo eso no puede se la carga exclusiva del 12% estatal. Ni siquiera de la fluctuante retención. Además nos preguntamos si a través de estos planes de inversión extranjera se concibe que en el transcurso de una década YPF sea más grande, con capacidad propia de desarrollar la explotación petrolera y con una participación mayoritaria en el mercado. Cual es el pipo de gran empresa que se esta fomentando ¿la de Mosconi o la de Estenssoro? Creemos que no es la de Mosconi, que el articulado es evidentemente más flexible respecto de los monopolios extranjeros que la antigua ley y que la actual YPF aparece como una empresa privada más en el mercado, pero con orientación estatal como para fomentar un “capitalismo serio” y desalentar el “anarcocapitalismo” 

Artículo 60 

Artículo 61 — El pago en efectivo de la regalía se efectuará conforme al valor del petróleo crudo en boca de pozo, el que se determinará mensualmente por la autoridad de aplicación restando del fijado, según las normas establecidas en el inciso c), apartado I del artículo 56, el flete del producto hasta el lugar que se haya tomado como base para fijar su valor comercial. Si la autoridad no lo fijara, regirá el último establecido. 

Artículo 61: El pago en efectivo de la regalía se efectuará conforme al valor del petróleo crudo en boca de pozo, el que será declarado mensualmente por el permisionario y/o concesionario, restando del fijado según las normas establecidas en el inciso c) apartado I del artículo 56, el flete del producto hasta el lugar que se haya tomado como base para fijar su valor comercial. Cuando la Autoridad de Aplicación considere que el precio de venta informado por el permisionario y/o concesionario no refleja el precio real de mercado, deberá formular las objeciones que considere pertinente. 

Nuevamente nos encontramos ante un artículo desregulador. La ley de Onganía dejaba al Estado la facultad de fijar el precio a boca de pozo sobre el cual se aplicaba la regalía. En la nueva ley el precio a boca de pozo es fijado por la compañía a mera declaración y el Estado solo puede considerar a posteriori que ese precio sea desubicado respecto al mercado para corregirlo. En este caso la norma se aproxima a la establecida para las Mineras que tributan su ínfima regalía del 3% sobre la simple declaración de ellas mismas. Pero con una diferencia no menos: que las mineras exportan el total de lo producido sin prácticamente vinculación con nuestro país y nosotros a posteriori volvemos a compara los productos refinados, en el caso del petróleo, los combustibles se refinan acá y sus derivados directos se elaboran localmente, además de que el consumo de combustible es fundamental para en transporte y la generación de energía, lo que llevo después de la devaluación en el 2002 a establecer “retenciones” que buscaban bajar el precio local del combustible. 

 La posibilidad de fijar el precio por el Estado podía ser una herramienta de corrección en la que una YPF estatal debía ser una herramienta fundamental. Se puede fijar un precio boca de pozo bajo para disminuir el precio del mercado interno y gravar por otro lado las exportaciones para aumentar los ingresos, lo que directamente implicaría una transferencia renta hacia el estado o la sociedad. La rigidez de la norma no lo permite y queda en manos de la política de retenciones la regulación del precio. Es indudablemente una garantía de previsibilidad para el capital inversor ya que le precio actúa como incentivo al capital, como la filosofía de la nueva política petrolera sigue siendo de mercado y no de sustraer al mercado este estratégico recurso, son la compañías que invierten las que debe tener garantías y no la sociedad nacional. La misma YPF como SA juega en el mercado local aumentando los precios, aunque suponemos que un gobierno acuciado por la crisis social podría hacer a la YPF SA absorber perdida de rentabilidad bajando los precios. 

Artículo 62 — La producción de gas natural tributará mensualmente, en concepto de regalía, el 12 % del valor de los volúmenes extraídos y efectivamente aprovechados, porcentaje que el Poder Ejecutivo podrá reducir hasta el 5 % teniendo en cuenta los factores que menciona el artículo 59. 

Para el pago de esta regalía el valor del gas será fijado conforme al procedimiento indicado para el petróleo crudo en el artículo 61. 

El pago en especie de esta regalía sólo procederá cuando se asegure al concesionario una recepción de permanencia razonable 

 Derogado

Artículo 63 — Artículo 64 —. Artículo 65 —

TITULO III — Otros derechos y obligaciones 

Artículo 66 — Los permisionarios y concesionarios instituidos en virtud de lo dispuesto en las secciones 2°, 3° y 4° del título II de esta Ley, a los efectos del ejercicio de sus atribuciones tendrán los derechos acordados por el Código de Minería de los artículos 42 y siguientes, 48 y siguientes, y concordantes de ambos, respecto de los inmuebles de propiedad fiscal o particular ubicados dentro o fuera de los límites del área afectada por sus trabajos. 

 Las pertinentes tramitaciones se realizarán por intermedio de la- autoridad de aplicación, debiendo comunicarse a las autoridades mineras jurisdiccionales, en cuanto corresponda, las resoluciones que se adopten. 

La oposición del propietario a la ocupación misma o su falta de acuerdo con las indemnizaciones fijadas, en ningún caso será causa suficiente para suspender o impedir los trabajos autorizados, siempre que el concesionario afiance satisfactoriamente los eventuales perjuicios. 

Artículo 67 — El mismo derecho será acordado a los permisionarios y concesionarios cuyas áreas se encuentren cubiertas por las aguas de mares, ríos, lagos o lagunas con respecto a los terrenos costeros colindantes con dichas áreas o de la costa más cercana a éstas, para el establecimiento de muelles, almacenes, oficinas, vías de comunicación y transporte y demás instalaciones necesarias para la buena ejecución de los trabajos. 

Artículo 68 — La importación de materiales, equipos, maquinarias y demás elementos necesarios para el desarrollo de las actividades regladas en esta Ley, se sujetará a las normas que dicte la autoridad competente, las que asegurarán el mismo tratamiento a las empresas estatales y privadas. 

 Este artículo se relaciona con los decretos del 2013 que liberaban de impuestos la importación de insumos varios. 

Artículo 69 — Artículo 70 — Artículo 71 — 

 TITULO IV — Cesiones 
Artículo 72 — Artículo 73 —Artículo. 74 

 TITULO V — Inspección y fiscalización 
Artículo 75 -- Artículo 76 — Artículo 77 —Artículo 78 

TITULO VI — Nulidad, caducidad y extinción de los permisos y concesiones 
Artículo 79 — Artículo 80 — Artículo 81 — Artículo 82 — Artículo 83 —Artículo 84 —Artículo 85 — 

Artículo 86 — En las cláusulas particulares de los permisos y concesiones se podrá establecer, cuando el Poder Ejecutivo lo considere pertinente, la intervención de un tribunal arbitral para entender en cuanto se relacione con la- declaración administrativa de caducidad o nulidad, efectuada por el Poder Ejecutivo según lo previsto en el artículo 83, en sus consecuencias patrimoniales. Igual tratamiento podrá acordarse respecto de las divergencias que se planteen entre los interesados y la autoridad de aplicación sobre determinadas cuestiones técnicas, especificadas al efecto en cada permiso o concesión.

 El tribunal arbitral estará constituido por un árbitro designado por cada una de las partes y el tercero por acuerdo de ambos o, en su defecto, por el Presidente de la Corte Suprema de Justicia de la- Nación. 

Este artículo no aparece modificado pero los convenios suscriptos aceptan la jurisdicción judicial externa en todos los casos, acorde a los avances del neoliberalismo y la globalización a nivel mundial en los 90. Antes la situación era diferente y la justicia internacional centralizada en las potencias occidentales no era norma. En setiembre del 2014 YPF cerro un acuerdo del Petronas para la inversión en el 2015 de 550m U$S en Vaca Muerta El convenio es similar al que YPF cerró con Chevron el año pasado estipula que un eventual conflicto entre las partes se definirá en tribunales de Francia, se rige por legislación internacional (del estado de Alberta, Canadá) y no se difundirá públicamente. Tambien se mantiene sin modificaciones la incumbencia del CIADI en los litigios. Se debe tener en cuenta que YPF es una SA y no una sociedad estatal por lo tanto le caben las generales de la ley como a todas las sociedades privadas y su rol es en “pie de igualdad” Con las corporaciones que entran en el juego de los hidrocarburos. 

El gobierno presenta como una necesidad imperiosa la cesión de la soberanía judicial en el marco de las exigencias de los inversores. La década del 90 (y eso continuó en general) significaron un avance sustantivo del poder de las corporaciones. Eso se manifestó muy claramente en las cláusulas de los tratados de inversión que hablan de cómo dirimir conflictos. El avance se dio en la resignación de la justicia local por una jurisdicción extranjera. Sin embargo no todos los tratados implican cláusulas igual de perjudiciales o concesivas, hay matices. Muchos estados sostuvieron formulas legales en los convenios que garantizaban la aplicación del poder regulatorio y expropiatorio del Estado (caso de Noruega por ejemplo). Lo cierto es que cuanto menos atractivo sea el país en cuestión (en términos políticos y de mercado) y cuanto mas débil aparezca, la tendencia de los capitales extranjeros es a exigir mas condiciones. Los BRICS reciben inversiones que son menos exigentes en cuanto a “seguridad jurídica” mientras que los países más pobres deben ceder más. En realidad eso tiene que ver con el poder geopolítico de esos Estados y la capacidad del gobierno que desea inversiones de hacerlo valer. La desesperación del caso argentino es mala consejera (20). 

TITULO VII — Sanciones y recursos 

Artículo 87 — Artículo 88 — 

Artículo 89 — Con la declaración de nulidad o caducidad a que se refiere el artículo 83, se tendrá por satisfecho el requisito de la Ley 3952 (1889-1919, 490), (modificada por la Ley 11.634 (1920-1940, 2681) sobre denegación del derecho controvertido por parte del Poder Ejecutivo, y el interesado podrá optar entre la pertinente demanda judicial contra la Nación o la intervención, en su caso, del tribunal arbitral que menciona el artículo 86. La acción del interesado en uno u otro sentido prescribirá a los 6 meses, contados desde la fecha en que se le haya notificado la- resolución del Poder Ejecutivo. 

Artículo 90 —. 

TITULO VIII — Empresas estatales 

Artículo 91 — Las zonas inicialmente reservadas para ser exploradas y explotadas por las empresas estatales se detallan en el Anexo único que forma parte de esta Ley. 

Artículo 91 bis: Las provincias y el Estado nacional, cada uno con relación a la exploración y explotación de los recursos hidrocarburíferos de su dominio, no establecerán en el futuro nuevas áreas reservadas a favor de entidades o empresas públicas o con participación estatal, cualquiera fuera su forma jurídica. Respecto de las áreas que a la fecha hayan sido reservadas por las autoridades Concedentes en favor de entidades o empresas provinciales con participación estatal, cualquiera fuera su forma jurídica, pero que a la fecha no cuenten con contratos de asociación con terceros, se podrán realizar esquemas asociativos, en los cuales la participación de dichas entidades o empresas provinciales durante la etapa de desarrollo será proporcional a las inversiones comprometidas y que efectivamente sean realizadas por ellas. 

 Es otro artículo que avanza en la desregulación del mercado en un terreno que no se había insinuado aún. Elimina el derecho estatal de reservarse para si áreas que sean apartadas del mercado. Extiende esto a la actual YPF SA. Esto es de especial importancia ya que YPF podría, a partir de los actuales y de nuevos avances en el descubrimiento de reservas, quedarse para sí lo que, a medida que avance en su crecimiento, estuviera en condiciones de explotar sin tener que someterse a las mismas reglas de licitación con otras corporaciones. Una facultad de soberanía que serviría para corregir la módica regalía, ya que YPF podría avanzar sobre mas y mejores pozos con la posibilidad de obtener para el estado mas y mejores ingresos, o garantizar mas y mas barato combustible al mercado interno, o transferir los ingresos a otras áreas de la economía que se consideren necesarias. Pero la norma va de la mano con la idea de que YPF SA (no SE) sea “una empresa que cotiza en bolsa”. Y quita a YPF aún más atribuciones que el “modelo Estenssoro”. En realidad es un resguardo para las corporaciones ya que la nueva YPF SA si bien “no es estatal” podría apelar al Estado y reservarse zonas, de hecho mantiene zonas bajo su control sin haberlas puesto en el juego del mercado. El modelo de privatización completa que imperó hasta el 2012 había dejado a REPSOL-YPF con ciertos privilegios del Estado, que había heredado la YPF estatal y que ahora pierde. 

 Además precisa que el Estado no puede exigir a las empresas privadas con las que se asocie, en el caso que elija ese mecanismo, contraprestaciones económicas que no sean equivalentes al capital aportado como cualquier empresa de derecho privado. Es otro punto donde se explicitan los limites que el gobierno se pone a si mismo para evitar estrategias de apropiación de la renta, o de capitalización de la empresa estatal, por fuera de las reglas del mercado.

Título II: Régimen de promoción de inversión para la explotación de hidrocarburos 

Artículo 92 — Artículo 93 — Artículo 94 — 

Artículo 95 — De conformidad con lo que establece el artículo 11, las empresas estatales quedan facultadas para convenir con personas jurídicas de derecho público o privado las vinculaciones contractuales más adecuadas para el eficiente desenvolvimiento de sus actividades, incluyendo la integración de sociedades. El régimen fiscal establecido en el título II, sección 6 de la presente Ley no será aplicable a quienes suscriban con las empresas estatales contratos de locación de obras y servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos, o con igual fin se asocien con ellas sin constituir personas jurídicas distintas de las de sus integrantes, los que quedarán sujetos, en cambio, a la legislación fiscal general que les fuere aplicable. Toda sociedad integrada por una empresa estatal con personalidad jurídica distinta- de la de sus integrantes, que desarrolle actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, estará sujeta al pago de los tributos previstos en el título II, sección 6° de esta Ley. 

Artículo 96 — A los efectos de la- presente Ley se entenderá por empresas estatales a Yacimientos Petrolíferos Fiscales, Gas del Estado y aquellas que, con cualquier forma jurídica y bajo contralor permanente del Estado, las sucedan o reemplacen en el ejercicio de sus actuales actividades. 

Estos artículos son parte de una época pasada ya que esas empresas no existen más 

Título II 

Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos

 ARTICULO 19. — 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. 

Los beneficios previstos en dicho decreto se reconocerán a partir del tercer año contado desde la puesta en ejecución de los respectivos proyectos. El porcentaje de hidrocarburos respecto del cual se aplicarán los beneficios previstos en los artículos 6° y 7° de dicho decreto, será el siguiente: 

a) Explotación Convencional: veinte por ciento (20%). 

b) Explotación No Convencional: veinte por ciento (20%). 

c) Explotación costa afuera: sesenta por ciento (60%). 

Quedarán comprendidos dentro del inciso c) precedente, aquellos proyectos de explotación costa afuera en los cuales la perforación de pozos sea realizada en locaciones donde la distancia entre el lecho marino y la superficie, medida en la ubicación del pozo, en promedio entre la alta y la baja marea supere los 90 metros. Todo otro proyecto de explotación costa afuera que no reúna dichos requisitos, quedará enmarcado dentro de los incisos a) o b) según corresponda.

Como vemos desde la nacionalización del 2012, comenzó la búsqueda de inversiones extranjeras. El primer paso fue el decreto mencionado más arriba, cuyo objetivo era presentar a las corporaciones un marco legal de incentivos, y que ponía un piso de 1000m U$S para se beneficiario de los mismos. Sin embargo la Ley modificada disminuye a 250m U$S, sin dudas para acelerar la concurrencia de capitales. Recordemos que el decreto (ahora incluido en esta ley con un grado mayor de beneficios para los inversores, eximía a las compañías de lo estipulado de el artículo 6 de esta presente ley. Los artículos 6 y 7 del decreto mencionado son los que permiten la exportación después de 5 años con los beneficios de la promoción, libre disponibilidad o sea sin pagar regalías ni derechos de exportación u otros impuesto. También libre disponibilidad de divisas por los porcentajes indicados, lo que implica que no estarán obligados a colocar en el mercado local lo que les ingrese por exportaciones de ese porcentaje tal como estaba establecido para el resto de los exportadores, ni a pagar retenciones. Es de tener en cuenta que la comparación con la ley de 1967 debe ser matizada en el hecho de que la situación en que el estado vuelve a jugar en el mercado hidrocarburífero a partir del 2012 es diferente, mucho más negativa, más desrregulada y con menos herramientas en manos del Estado. O sea no vuelve a establecer la libre disponibilidad total que existía en el periodo anterior sino parcial en los porcentajes indicados. 

Tambien es disminuido a tres años el tiempo en el que se obtendrá el beneficio para las inversiones que aceleren su concreción a dicho plazo. Aunque no se haya satisfecho la demanda interna. Otro incentivo para la llegada rápida de capitales que aceleren la explotación. Una estrategia destinada a obtener divisas en el corto plazo, y a logar disminuir y eliminar el déficit de la balanza energética en un plazo un poco mayor. El beneficio además esta orientado a garantizar que las empresas no puedan ser gravadas con nuevos impuestos y/o regulaciones y que los existentes en otras áreas (exportaciones) les afecten menos a cambio de una rápida puesta en producción de los pozos.

ARTICULO 20. — Las condiciones para el acceso al Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos previstas en el artículo 19, regirán a partir de la entrada en vigencia de la presente ley, reconociéndose a los Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos aprobados con anterioridad, los compromisos de inversión y los beneficios promocionales comprometidos al momento de su aprobación.

Extiende los beneficios a las empresas ya instaladas en el país, lo que fue recibido con algarabía por las mismas como se puede ver en las publicaciones a ellas destinadas. Mas teniendo en cuenta su rol poco feliz (no muy distinto al de REPSOL) en los años del saqueo pre 2012.

ARTICULO 21. — En el marco de los Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos que sean aprobados en el futuro por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, referidos en el artículo 19 de la presente ley, se establecen los siguientes aportes a las provincias productoras en los que se desarrolle el proyecto de inversión: 

a) Dos coma cinco por ciento (2,5%) del monto de inversión inicial del proyecto, dirigido a Responsabilidad Social Empresaria, a ser aportado por las empresas. 

 b) Un monto a ser determinado por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, en función de la magnitud y el alcance del proyecto de inversión para financiar obras de infraestructura en las provincias productoras, a ser aportado por el Estado nacional.

Artículo destinado a garantizar a las provincias que existan beneficios a nivel provincial e ingresos propios garantizados

ARTICULO 22. — Los bienes de capital e insumos que resulten imprescindibles para la ejecución de los Planes de Inversión de las empresas inscriptas en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, ya sean importados por tales empresas o por quienes acrediten ser prestadoras de servicios de ellas, tributarán los derechos de importación indicados en el decreto 927/13 o normas que lo sustituyan. Dicha lista podrá ampliarse a otros productos estratégicos.

El decreto del 2013 (21) elimina los derechos de importación para los bienes de capital (maquinarias, equipos diversos) que las empresas necesiten para poner en práctica la explotación, siguiendo con la lógica instalada desde el menemismo. Es discutible cuanto resigna el Estado en impuestos por este tema a favor de grandes corporaciones de enormes recursos. Pero la clave a discutir es hasta que punto la eliminación de aranceles no perjudica la posible planificación de desarrollo de una industria local. Lo que sorprende esta que sean eliminados de derechos por ejemplo las casas prefabricadas y los grupos electrógenos. Pareciera ser otro artículo pensado para favorecer la integración vertical de las empresas inversoras en el mercado mundial y no el desarrollo de la industria local. No se ve ninguna ley de “compre nacional” o similar; o ningún impulso al desarrollo de mediano plazo de una industria de bienes de capital para la industria petrolera acorde a las expectativas que se ponen en el tema.

TITULO IX — Autoridad de aplicación
 Artículo 97 —Artículo 98 — Artículo 99 —

TITULO X —Normas complementarias 
Artículo 100 — Artículo 101 —Artículo 102 —

 TITULO XI —Normas transitorias 
Artículo 103--- Artículo 104 — Artículo 105 —Artículo 106 —. 

Sanción y promulgación: 23 junio 1967.

Disposiciones Complementarias y Transitorias

ARTICULO 23. — El Estado nacional y los Estados provinciales, de conformidad con lo previsto por el artículo 41 de la Constitución Nacional, propenderán al establecimiento de una legislación ambiental uniforme, la que tendrá como objetivo prioritario aplicar las mejores prácticas de gestión ambiental a las tareas de exploración, explotación y/o transporte de hidrocarburos a fin de lograr el desarrollo de la actividad con un adecuado cuidado del ambiente.

ARTICULO 24. — El Estado nacional y los Estados provinciales propiciarán la adopción de un tratamiento fiscal uniforme que promueva las actividades hidrocarburíferas previstas en la presente ley a desarrollarse en sus respectivos territorios.

ARTICULO 25. — El Poder Ejecutivo nacional a través de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas administrará el Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural creado por la resolución 1/13 y el “Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida” creado por la resolución 60/13, en ambos casos de la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, y los planes que con el propósito de estimular la producción excedente de gas natural establezca en el futuro.

ARTICULO 26. — Las Autoridades de Aplicación del ámbito nacional y provincial según correspondiere, la Secretaría de Energía de la Nación y la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, promoverán la unificación de los procedimientos y registros tendientes al cumplimiento de sus respectivas competencias y el intercambio de información con dicho propósito y con el cumplimiento de los objetivos de autoabastecimiento previstos en la ley 26.741. 

Afirman la unificación tributaria y declaran la unidad de interés en el autoabastecimiento como política nacional

ARTICULO 27. — Derógase el artículo 62 de la ley 17.319 y sus modificatorias.

ARTICULO 28. — El Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, como autoridad Concedente, podrá reducir hasta el veinticinco por ciento (25%) el monto correspondiente a regalías aplicables a la producción de hidrocarburos y durante los diez (10) años siguientes a la finalización del proyecto piloto, en favor de empresas que soliciten una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, en los términos del artículo 27 bis de la ley 17.319 y sus modificatorias, dentro de los treinta y seis (36) meses a contar de la fecha de vigencia de la presente ley. 

Disminuye al 9% la regalía en no convencionales y debe ser elido en conjunto con los artículos 27, 27 bis y 27 ter.

ARTICULO 29. — Las autoridades de aplicación de las provincias y la Secretaría de Energía de la Nación confeccionarán dentro de los ciento ochenta (180) días a contar desde el inicio de vigencia de la presente ley el Pliego Modelo establecido en el artículo 47 de la ley 17.319 y sus modificatorias, el que podrá ser revisado y actualizado periódicamente según la oportunidad y conveniencia de las licitaciones. Dicho Pliego Modelo contemplará los términos y condiciones generales aplicables a las licitaciones, incluyendo entre otras, las garantías a las que deberán ajustarse las ofertas, el alcance de las inversiones y los ingresos que eventualmente pudieran corresponder a las respectivas Autoridades Concedentes. Asimismo el Pliego Modelo contendrá las condiciones especiales aplicables a adjudicaciones cuyo objeto sea la exploración y/o explotación convencional de hidrocarburos, explotación no convencional, costa afuera, petróleos extra pesados, exploración en áreas de frontera y demás situaciones que puedan ser contempladas por dichas autoridades de aplicación. 

Es importante destacar que “el pliego modelo” es clave en la aplicación concreta de la ley. Allí se llevan a la práctica “detalles” que la hacen mas flexible y concesiva o más rígida y estructurante. Por ejemplo: el tema de la jurisprudencia en que se resolverán los litigios es parte de los pliegos. El modelo de pliego es el que permitió a Chevrón ingresar al mercado, con sus cláusulas que uno se desconocen ya que se trabaja como un convenio entre empresas de derecho privado. En general todas las aplicaciones de los artículos se desarrollan en los concreto de acuerdo a las disposiciones específicas de los pliegos.

ARTICULO 30. — Derógase el artículo 2° de la ley 25.943, quedando a tal efecto revertidos y transferidos todos los permisos de exploración y concesiones de explotación de hidrocarburos de las áreas costa afuera nacionales a la Secretaría de Energía de la Nación, respecto de los cuales no existan contratos de asociación suscriptos con Energía Argentina Sociedad Anónima en el marco de la ley 25.943. Exceptúase de dicha reversión a los permisos de exploración o concesiones de explotación existentes a la entrada en vigencia de la presente ley que hayan sido otorgados con anterioridad a la ley 25.943. Autorízase al Poder Ejecutivo nacional a negociar de mutuo acuerdo, en un plazo de seis (6) meses, con los titulares de contratos de asociación que hayan sido suscriptos con Energía Argentina Sociedad Anónima en el marco de la ley 25.943, la reconversión de dichos contratos asociativos a permisos de exploración o concesiones de explotación de la ley 17.319 y sus modificatorias, según corresponda.

ARTICULO 31. — Cuando a la fecha de entrada en vigencia de esta ley alguna provincia ya hubiera iniciado el proceso de prórroga a que refiere el artículo 35 de la ley 17.319 y sus modificatorias, respecto de concesiones otorgadas por el Estado nacional, y siempre que dicho proceso hubiera establecido ciertas condiciones precedentes en función de la voluntad de dicha provincia y del concesionario respectivo y de las leyes vigentes, dicha provincia dispondrá de un plazo de noventa (90) días para concluir el proceso de prórroga mediante el dictado de los actos administrativos necesarios a cargo del Poder Ejecutivo provincial. Las prórrogas así determinadas tendrán posteriormente el tratamiento que prevé el artículo 35 de la ley 17.319 y sus modificatorias.

ARTICULO 32. — Comuníquese al Poder Ejecutivo nacional.

Conclusiones 

 -La nacionalización parcial del 2012 significo el fin de un proceso iniciado con el menemismo y agotado en tanto proceso de saqueo viable. A partir de allí se barajó y dio de nuevo, se inicio un nuevo periodo donde se habilitaron nuevos escenarios.

 -La nacionalización fue ambigua, incluía con elementos que habilitaban un avance estatal y regulatorio, como elementos que posibilitaban mantener la hegemonía del mercado. Aunque implicaba una reintroducción fuerte de orientaciones estatales en lo que hace a la política concreta de desarrollo hidrocarburífero.

 -A partir de la nacionalización de 51% de YPF su transformación en empresa mixta sociedad anónima, el gobierno mostró su voluntad política de reorganizar un marco regulatorio en el área, que sostuviera a la inversión privada como eje del desarrollo de la estrategia hidrocarburíferas, demostrando una alta confianza en que el capital privado seria el motor de la salida de la crisis energética.

-El modelo que parece afirmarse es el “modelo Estenssoro” y no el “modelo Mosconi”. Tal como la presidenta señaló. Eso significa que se reorganizará la explotación intensiva de recursos en base a la concepción de “comodity”, en un modelo que tiene semejanzas al inicial establecido con la privatización menemista pero que se distancia de la época de REPSOL.

-La nueva ley avanza en la organización nacional de la política tributaria y de contratos. Esto es visto como un avance sobre la anarquía provincialista, sin embargo esa organización aparece mas como un reclamo de las grandes corporaciones que como parte de una estrategia nacional.

 -La nueva ley extiende los tiempos de concesión y los hace prorrogables indefinidamente. Es una conquista del capital privado que obtiene seguridades legales superiores a las del Onganiato y del menemismo. Aunque de hecho la prórrogas se hacían caso por caso de hecho, aunque la ley no los dispusiera.

-La nueva ley otorga libre disponibilidad de hidrocarburos y divisas en un nivel mayor que con la ley de 1967 pero menor que en el periodo privatizador. Aunque sigue siendo muy beneficiosa para las compañías en comparación con otras legislaciones.

-La nueva ley da a las compañías mayor libertad en la fijación de los precios de los hidrocarburos, ya que le otorga la potestad de decidir el precio en boca de pozo.

-La nueva ley permite que las compañías sea licenciatarias por tiempos posiblemente indefinidos de las áreas de explotación que estén en condiciones de adquirir, de esta forma no pone límite a la presencia hegemónica de las corporaciones.

-La ley fija una regalía relativamente baja, sin embargo no de las más bajas. Lo que si hace la ley es otorgar a las empresas una serie de seguridades jurídicas de que sus ganancias nos serán amputadas, reguladas u orientadas por otros mecanismos impositivos. En esto es muy detallada a diferencia de la ley de 1967 que daba margen para mayores imposiciones. La presión tributaria final es muy baja en relación con los modelos nacionalistas de otros países que también recurren al capital privado.

-En ese mismo sentido la ley dispone una serie de rebajas a las regalías que pueden llegar al 5% en una cantidad de casos mayos que en las que dispone una posible elevación al 18%.

-El tipo de asociación con el capital extranjero que se promueve, las garantías que se legislan y los pliegos concretos que se elaboraron como modelo para las concesiones, nos parece de los más liberales y promercados respecto de cualquier legislación anterior y la mayoría de las de otros países, ya que YPF aparece como si fuera una empresa privada más y se legislan limites concretos para la intervención estatal.

-El articulado de la nueva ley realiza una concesión sorprendente, que avanza en la mercantilización del sector mucho mas de lo que lo habían hecho las gestiones anteriores: Impide al estado reservarse zonas y obligar a YPF a desprenderse de las que actualmente tiene poniéndolas en juego en el mercado.

-La ley otorga nuevos beneficios a las empresa instaladas en el país haciéndolas titulares de una explotación no convencional asociada a las que ya tienen. Y viceversa para las nuevas inversiones no convencionales. Esto es claramente un gran beneficio para las empresas instaladas cuyo rol hasta hoy ha sido muy cuestionado.

 -Sobre la discusión sobre la conveniencia o no del Fraking, es un tema que no llegó a afectar mas allá de algunos sectores militantes, el consenso fue que los no convencionales debían ser explotados. YPF viene desarrollando este tipo de explotaciones desde hace tiempo y ha avanzado desde la nacionalización.

-La ley esta pensada para encontrar soluciones de corto plazo: rápida inversión, rápida puesta en producción, rápida entrada de divisas. Para ello se deja de lado la opción de capitalización estatal de mediano plazo. Está demostrado que YPF aun dispone de capacidad pero no en cantidad suficiente para transformarse en una productora masiva de no convencionales en el corto plazo, por eso el gobierno busca aceleradamente al capital extranjeros y concede grandes beneficios. También aparece como una necesidad extra petrolera la llegada de capitales extranjeros que equilibre el déficit fiscal y la ausencia de divisas, nuevamente cuestiones de coyuntura aparecen condicionando estrategias solidad de mediano plazo.

-El precio del petróleo en el mercado mundial es un factor sobre el que el Estado argentino no tiene influencia. Los precios se mantuvieron muy elevados la última década, llegando a los 130U$S el barril. Estos precios favorecieron (¿favorecieron?) a las economías exportadoras de productos primarios (fue una situación compartida con los minerales y productos de la tierra). Sin embargo los precios vienen en bajada y el petróleo disminuye a precios riesgosos para la exportación. Los hidrocarburos no convencionales están sujetos a un piso para ser redituable su exportación, El precio del mercado interno será garantizado por el estado ya que la misma ley define que el precio a boca de pozo lo fija la empresa.

-Desde la nacionalización parcial la producción de YPF revirtió la caída en su producción tanto de Gas como de Petróleo con recursos propios. Lo hizo tanto mediante la explotación secundaria como por fraking. Esto sucedió en una situación en la que empresas que se encuentran en condiciones equivalentes continuaron diminuyendo su producción. Creemos que eso demuestra la capacidad nacional de resolver los problemas de explotación petrolera sin creernos que “tenemos la soga al cuello” en la cuestión y estar dispuestos a entregar condiciones que dan excesivos beneficios a las empresas extranjeras.

-El problema principal es el tiempo y la confianza. El tiempo tiene que ver con la posibilidad de ganar soberanía: explotar los bienes naturales con el desarrollo de la propia empresa principalmente. La confianza: si confiamos que el capital privado y el extranjero son el eje del desarrollo de la economía y de la explotación hidrocarburíferas. El gobierno se considera acuciado, necesitado de inversiones extranjeras y confía en el capital externo para el desarrollo nacional.

(15)Art. 40 - La organización de la riqueza y su explotación tienen por fin el bienestar del pueblo, dentro de un orden económico conforme a los principios de la justicia social. El Estado, mediante una ley, podrá intervenir en la economía y monopolizar determinada actividad, en salvaguardia de los intereses generales y dentro de los límites fijados por los derechos fundamentales asegurados en esta Constitución. Salvo la importación y exportación, que estarán a cargo del Estado, de acuerdo con las limitaciones y el régimen que se determine por ley, toda actividad económica se organizará conforme a la libre iniciativa privada, siempre que no tenga por fin ostensible o encubierto dominar los mercados nacionales, eliminar la competencia o aumentar usurariamente los beneficios. Los minerales, las caídas de agua, los yacimientos de petróleo, de carbón y de gas, y las demás fuentes naturales de energía, con excepción de los vegetales, son propiedad imprescriptible e inalienable de la Nación, con la correspondiente participación en su producto que se convendrá con las provincias. Los servicios públicos pertenecen originariamente al Estado, y bajo ningún concepto podrán ser enajenados o concedidos para su explotación. Los que se hallaran en poder de particulares serán transferidos al Estado, mediante compra o expropiación con indemnización previa, cuando una ley nacional lo determine. El precio por la expropiación de empresas concesionarios de servicios públicos será el del costo de origen de los bienes afectados a la explotación, menos las sumas que se hubieren amortizado durante el lapso cumplido desde el otorgamiento de la concesión y los excedentes sobre una ganancia razonable que serán considerados también como reintegración del capital invertido.

(16)YPF suma en la cuenca neuquina, entre las diversas provincias que la integran y entre permisos y concesiones, dentro y fuera de Vaca Muerta, 34.506 kilómetros cuadrados en los que es operadora de áreas en las que en general también participan otros accionistas, según datos del IAPG. Esa superficie incluye las que está explotando con la norteamericana Chevron en el área Loma Campana, cuya concesión ya había sido extendida por decreto presidencial en 2013. Chevron además es operadora en 1029 kilómetros cuadrados de la cuenca. Pluspetrol, de las familias Rey y Poli, dispone de 26.178 kilómetros cuadrados de concesiones y permisos en los que es operadora. Energy Operations Argentina, de la poco conocida estadounidense NEOS GeoSolutions, controla 18.608. La pequeña petrolera canadiense Americas Petrogas, una de las pioneras en no convencional en la Argentina, dispone de 5487 kilómetros cuadrados. La brasileña Petrobras tiene 3901; la francesa Total, 3385; la alemana Wintershall, 3285, y Tecpetrol, de Techint, 3186. Capex, de la norteamericana El Paso Energy, suma 3800. Entre Lomas, que conduce Oscar Vicente, ex ejecutivo de Perez Companc, tiene 1589. También hay grandes jugadores con poco terreno. La norteamericana Exxon Mobil, que vendió sus estaciones de servicio Esso en el país, tiene 401 kilómetros cuadrados, pero bien ubicados. Shell dispone de 495. Pan American Energy (PAE), propiedad de la británica BP, la china Cnooc y los Bulgheroni, 509. Otros jugadores son los que están o estuvieron vinculados a la política. Grecoil, una empresa adquirida por Andes Energía, de Daniel Vila y el ex ministro menemista José Luis Manzano, suma 710 kilómetros cuadrados. Misahar, una de las petroleras de Lázaro Báez, cuenta con sólo 167. Raiser, de los Moneta, 844. Por último, Oil M&S, la de Cristóbal López, suma 1903.

(17) Para la extracción o recuperación del petróleo existen tres mecanismos básicos llamados simple y llanamente: Primario, Secundario y Terciario; la recuperación es primaria cuando al iniciar la producción, la presión de los fluidos al interior del yacimiento es suficiente para forzar la salida natural del petróleo a través del pozo. Durante la vida productiva del yacimiento la presión descenderá y es entonces cuando se requiere hacer Recuperación Secundaria, que es la inyección de agua o de gas para compensar la pérdida de presión y la ayuda mediante bombas para extraer el petróleo. Al paso del tiempo por más agua o gas que se inyecte y aunque se usen avanzados sistemas de bombeo ya no se recupera más petróleo, y la declinación comienza, en este punto debe aplicarse Recuperación Terciaria o Mejorada, la cual tiene varios métodos entre los que se encuentran el uso de químicos como los Polímeros y Surfactantes, Térmicos (Estimulación con vapor y combustión en sitio), Miscible (Hidrocarburos solventes), microbiales, eléctricos, vibracionales, de perforación horizontal, entre otros.

(18)La pirámide impositiva boliviana se compone de los siguientes ítems: Regalías y participaciones (nacionales, departamentales) 18% del total producido. Impuestos directo a los hidrocarburos 32% del total producido. Impuesto sobre las utilidades equivalente al 25%. Impuesto a la remisión de capitales al exterior equivalente al 12,5%. IVA 13%. Impuesto a las transacciones equivale al 3% de los que se venda en el mercado interno. Y un X% que corresponde a YPFB. Es un total variable de acuerdo al yacimiento a si el recurso es exportado o no pero sin dudas es muy alto y no afectó las inversiones. El caso venezolano donde las regalías rondan el 30% la situación es diferente, la ley impulso que las empresas extranjeras deban trabajar en forma mixta con el estado, lo que implica capitalización conjunta con la estatal PDVSA, varias abandonaron el país como Total y British Petrólium, sin embargo las inversiones rusas y chinas continuaron. La mayoría del sector petrolero ruso después de las reformas de los años 90 del siglo XX pertenece a empresas privadas. Generalmente, los consorcios desarrollan proyectos a partir de sus propios recursos financieros y utilizan modernas tecnologías de prospección y producción de petróleo. En Rusia los impuestos en el sector son muy altos el Estado se queda con 90 centécimos de cada dólar que las empresas ganan exportando crudo a un precio de más de 27 dólares por barril. En Irán durante los primeros meses del año 2014 se presentaron los nuevos contratos petroleros mas flexibles que el Estado propone a las corporaciones petroleras, en estos el Estado cede parte de las prerrogativas que tenía, pero propone la formación de empresas mixtas entre la poderosa empresa estatal y cada corporación (como en Venezuela), además avanza en que una misma inversión extranjera pueda abarcar diferentes etapas de la industria lo que antes estaba vedado. En nivel de intervención del estado en la economía en Irán es muy grande y la parte de la renta petrolera apropiada por el estado por los mecanismos previstos sigue siendo mayoritaria.

(19)http://www.cepal.org/ddpe/publicaciones/xml/2/38272/LCL3049e.pdf

(20) http://www.clement.com.ar/noticias/otorgan-el-0-de-derecho-de-importaci%C3%B3n-algunos-bienes-usados-por-el-sector-petrolero

Parte III 
Fuentes y gráficos explicativos 

Modificaciones a la Ley 17 aprobadas por el congreso el 2014
http://www.iesc.gov.ar/iesc/Include/documents/legales/H_ley_27007_modif_17319.pdf

“Ley Corta” de 2006

http://infoleg.mecon.gov.ar/infolegInternet/anexos/120000-124999/123780/norma.htm

Ley de Nacionalización de YPF 2012
 http://www.mdzol.com/nota/377741-lee-aqui-el-proyecto-de-ley-completo-de-nacionalizacion-de-ypf-que-debera-tratar-el-congreso/

Borrador de modificaciones 2014
http://elinversoronline.com/2014/07/exclusivo-el-borrador-de-la-ley-de-hidrocarburos-redactado-por-el-gobierno/

Código de Minería
http://www.infoleg.gov.ar/infolegInternet/anexos/30000-34999/30096/norma.htm

Decreto 929/2013 Créase el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos. http://infoleg.mecon.gov.ar/infolegInternet/anexos/215000-219999/217314/norma.htm

Ley de hidrocarburos de 1967
http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/informacion_del_mercado/mercado_hidrocarburos/registro_upstream/Ley%2017.319.pdf

Indicadores energéticos de Argentina hasta el 2014
http://www.oetec.org/informes/indicadoresenergeticos250114.pdf

Datos de producción de petróleo y gas en setiembre del 2014
 http://www.iapg.org.ar/suplemento/Septiembre2014/Produccion%20por%20operador.htm

Informe completo YPF 2013
 http://www.ypf.com/InversoresAccionistas/InfoEconomicoFinanciera/Informe%20Anual/Informe-anual-2013.pdf

 Guillermo Martín Caviasca (UBA/UNLP) 

helicópterox@yahoo.com.ar