Por Federico Aringoli.

La Argentina tiene uno de los tres regímenes fiscales más utilizados por los Estados petroleros del mundo. Por el cobro de regalías e impuestos embolsó u$s 5.000 millones en el 2013.

Un informe de la consultora noruega Rystad Energy señala que el año pasado las empresas productoras de la industria hidrocarburífera debieron resignar u$s 1,9 billones (millones de millones) en concepto de compromisos fiscales. Ese número significó el 50% del total de los ingresos generados por las compañías.

Pese a la abultada cifra, que casi duplica el presupuesto de Estados Unidos, los gobiernos experimentaron los efectos negativos de una reducción mundial en el precio del barril de petróleo. En total –explica la consultora– los pagos que obligaron los gobiernos en todo el 2013 resultaron ser un 5% más bajos que en el 2012.

Entre los países por fuera de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo), Rusia y Estados Unidos fueron los que mayor reembolso fiscal tomaron con u$s 180.000 y u$s 135.000 millones, respectivamente. En tanto Noruega ocupó el quinto lugar con pagos totales de u$s 67.000 millones de dólares.

MODELOS APLICADOS

En la actualidad, los tres modelos más extendidos en la obtención de renta petrolera para el fisco son los contratos de participación de las ganancias (PSC, por las siglas en inglés de Profit Sharing Contracts), las regalías e impuestos y los contratos de servicios. El primer método captura una porción de las ganancias obtenidas por las empresas; el segundo, en tanto, toma un porcentaje de lo producido en compnsación por la extracción de un recurso no renovable y; el tercero, paga los servicios por la puesta en superficie del barril y se queda con la producción.

Estados Unidos, Canadá, toda Europa del este, Australia y algunos países de África y Latinoamérica –entre ellos Argentina– utilizan las regalías e impuestos como método fiscal. Rusia, China y Brasil se encuentran entre los principales territorios que utilizan un sistema mixto de PSC y regalías. Mientras que la India, Libia o Venezuela tienen exclusivamente PSC. Sólo México, Irak e Irán cuentan con sistemas de contratos de servicios, es decir que son dueños del petróleo extraído y pagan los servicios por su puesta en superficie.

"No hay un modelo que sea superador a otro. Depende de la realidad productiva de cada país y del esquema de organización de la industria", puntualiza Nicolás Gadano, historiador de la actividad petrolera argentina y asesor de YPF.

El esquema correcto depende de si el dominio del suelo es estatal o privado, si participan múltiples empresas y, también, si son yacimientos de alta productividad. Gadano considera que en los casos donde las áreas tienen un gran impulso productivo se implementan generalmente esquemas de contratos de servicios. El funcionamiento de una empresa estatal también aparece como una de las variables en las que se prioriza el ingreso de inversiones por sobre la toma de renta.

En diálogo con "Río Negro Energía", Magnus Nysveen, analista jefe de Rystad Energy, señaló que los regímenes fiscales de regalías "deben ser evitados cuando se tienen proyectos de alto costo, como los desarrollos de shales".

Sucede que para los gobiernos es más importante obtener ingresos al inicio –canon de ingreso–, mientras que para las empresas es más apremiante alcanzar una forma eficiente de recuperar los costos. En ambos casos no se excluyen las regalías.

Nysveen considera que los impuestos sobre las ganancias son los que más benefician "tanto a los gobiernos como a las empresas", ya sea por medio del PSC o por impuestos regulares sobre las utilidades.

"Para maximizar la actividad petrolera en un país, la participación en las utilidades por parte de las empresas debe ser más alta cuando se trata de proyectos de alto costo y alto riesgo. Creemos que un sistema común para todo tipo de proyectos que permita obtener una ganancia del 10-30% sería preferible para todas las empresas", explicó Magnus Nysveen.

REGALÍAS CRIOLLAS

Según la "Carta Energética" del estudio Montamat & Asociados, las provincias petroleras argentinas "perdieron", por la diferencia entre los precios locales y los fijados por el mercado (en paridad a la referencia de exportación), unos u$s 5.000 millones en un período de 10 años (entre el 2003 y 2013).

El informe hace hincapié en que el costo por sostener precios contenidos que no se traduzcan en las tarifas termina siendo soportado por las cuentas de los estados provinciales. Lo mismo señala para la situación del gas y el terreno irregular sobre el que se mueven sus precios.

Si bien reconocen la inconveniencia de homogeneizar regalías para áreas heterogéneas, plantean como importante la regulación del mercado del gas natural como "una condición necesaria" para generar "reglas tributarias estables".

En suma, el informe de Montamat señala que, pese a una fluctuación positiva para los valores locales, lo recibido por regalías perforó los números negativos de la producción. De esta manera destacan que, para el modelo fiscal de regalías e impuestos, arrastra más el precio del barril que los volúmenes traídos a superficie.

Esto impacta en un tema central para la actualidad argentina: al compensarse vía precio, importa menos la cantidad de hidrocarburos que se extrae, alentando contra el ideal del autoabastecimiento.

LÍNEAS EN LA NUEVA LEY

Las discusiones en torno a la nueva ley petrolera, que fundamentalmente apunta a delimitar los no convencionales, tienen en vista este panorama: cómo garantizar una recomposición de la renta que permita fecundar el camino de las inversiones y satisfacer a las partes.

Si bien nada hace suponer un cambio del modelo fiscal, sin embargo lo que sí se discute es cómo se repartirá el peso de las condiciones para el ingreso de nuevas divisas al país y a los yacimientos.

En las provincias –en mayor o menor medida– acuerdan en congelar y hasta, para determinadas inversiones, bajar las regalías. La medida es el "análisis caso por caso" y la búsqueda de alternativas.

Incluso para algunos gobernadores las regalías son un concepto "antiguo" que podría ser reemplazado, por ejemplo, por el costo del acre. "El recurso en subsuelo es algo que debe pagarse", repiten con frecuencia. Y el número es demasiado tentador como para no ponerle un ojo: por ejemplo en Loma Campana asciende a unos u$s 10.000 por acre.

Hay otros puntos que no tienen condiciones de discusión, por lo menos desde las provincias, y que refieren a la renta inmediata –a través del canon de ingreso– y los impuestos que configuran la caja corriente en las arcas provinciales.

Nación necesita mejorar sus condiciones de "boarding" para las inversiones y las provincias creen que no son ellas, sus cuentas ni el modelo fiscal las que deben soportar el régimen para atraer los capitales.

En Argentina, curiosamente, la primera en cobrar regalías petroleras fue una empresa privada. Según cuenta el historiador Nicolás Gadano en su libro "Historia del petróleo en la Argentina", la empresa Challacó hizo un descubrimiento en la zona de Plaza Huincul y obtuvo, tal como reza el Código de Minería, una concesión a perpetuidad. Lo hizo en una zona lindera a las primeras exploraciones de YPF en el Octógono Fiscal, por lo que corrió un riesgo casi nulo.

Luego vendió su participación a la Standard Oil a cambio de un pago inicial muy grande y una regalía del 12%, la primera aparición de una alícuota tipo royalty en Argentina.

Fue recién en el año 1935, a partir de la sanción de la ley 12.161, que se estableció un régimen diferenciado para la explotación petrolera dentro del Código Minero. Allí nació la regalía tal cual se conoce hoy, y el país jamás cambió ese sistema de captura de renta.

Sí cambiaron sus destinatarios: a partir de la reforma del 94, fueron excluyentemente las provincias quienes cobraron ese dinero al quedarse con el manejo de los yacimientos, salvo en el caso de la plataforma marina. Más tarde, a partir de la sanción de la Ley Corta, incluso se generaron nuevos caminos para capturar renta como el cobro de un canon inicial o de puntos extra de alícuota en caso de que el barril de petróleo o el metro cúbico de gas subieran de precio.

La última invención fueron las petroleras provinciales. En casi todos los casos se reservaron áreas a su nombre. De esta forma, los inversores se meten en el negocio a partir de la firma de un contrato y su socia vernácula participa de las ganancias a través de distintos esquemas. Uno de ellos es el de carry, tan criticado por estos días.

Cómo capturar la mayor renta posible de Vaca Muerta es el desafío central por estas horas. No se trata tan sólo de ordeñar la vaca: las grandes inversiones necesarias y el alto riesgo agregan un nuevo factor a tener en cuenta y que podría motivar cambios.