de la Corte Suprema de Justicia de la Nación)

Transcripción

1 LA SANCIÓN DE CADUCIDAD DE LAS CONCESIONES DE EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS (a propósito de las sentencias cautelares in re Petrobras y Tecpetrol de la Corte Suprema de Justicia de la Nación) Por Tomás Lanardonne y Constanza Bourdieu 1. INTRODUCCIÓN El 28 de junio de 2012, in re Petrobras Argentina S.A. c/ Neuquén, Provincia del s/ amparo y Tecpetrol S.A. c/ Neuquén, Provincia del y otro (Estado Nacional citado como tercero) s/ medida cautelar, la Corte Suprema de Justicia de la Nación otorgó sendas medidas cautelares a favor de empresas concesionarias de explotación de hidrocarburos, suspendiendo la ejecución de la sanción de caducidad de la respectiva concesión, que fuera dispuesta por la Provincia del Neuquén el 31 de marzo de Las dos sentencias cautelares son importantes, pues es la primera vez en 55 años de vigencia de la Ley Federal de Hidrocarburos Nº dictada en 1967, que el Máximo Tribunal debe analizar un caso de caducidad de una concesión de explotación de hidrocarburos. Asimismo, la Corte Suprema tuvo oportunidad de ratificar una vez más que abrirá su competencia originaria, siempre que una Provincia fuere parte de la controversia y que la resolución de la causa precise de la interpretación y aplicación de la Ley Federal de Hidrocarburos. La presente nota de doctrina tiene por finalidad: (i) contextualizar la serie de decretos provinciales que declararon la caducidad de concesiones entre marzo y abril de 2012 (Capítulo 2); y (ii) explicar (a) que la regulación de la materia hidrocarburíferas constituye 41

2 una competencia exclusiva del gobierno federal (Capítulo 3.1), (b) la diferencia entre dominio originario y potestad regulatoria (Capítulo 3.2), (c) el régimen de inversiones en las concesiones de explotación de hidrocarburos (Capítulo 3.3), y (d) la sanción de caducidad en la Ley de Hidrocarburos (Capítulo 3.4), en particular, por incumplimiento de la obligación de inversión por parte de los concesionarios (Capítulo 3.5). Finalmente, se analiza la competencia originaria de la Corte Suprema en materia hidrocarburífera (Capítulo 4). 2. BREVÍSIMA SÍNTESIS DEL SECTOR ENERGÉTICO A PARTIR DEL AÑO 2002 A partir del año 2002, el gobierno argentino intervino los precios energéticos (p. ej., petróleo, gas, electricidad, GLP, fuel oil, naftas, etc.) a través de múltiples medidas, incluyendo inter alia el congelamiento tarifario, la pesificación forzosa de contratos, los derechos de exportación, y los acuerdos de precios. Por un lado, la interferencia del gobierno causó un incremento de la demanda de productos energéticos en el mercado interno. Por el lado de la oferta, la interferencia del gobierno provocó en el mercado interno una descontractualización masiva de las transacciones mayoristas de productos energéticos y una enorme inseguridad jurídica, que a su vez impidieron que la oferta doméstica de productos energéticos acompañe plenamente la nueva demanda a través de la realización de las inversiones en exploración y desarrollo requeridas para la reposición y aumento de las reservas hidrocarburíferas. En el caso del sector de gas natural, la relación causa-efecto entre la pesificación y el congelamiento tarifario del 2002 sobre la escasez de gas natural que se manifestó a partir del año 2004, fue reconocida por los diferentes jugadores del sector Ver Estados Contables de TRANSPORTADORA DE GAS DEL MERCOSUR. Dicen: Como consecuencia del congelamiento de facto del precio del gas en boca de pozo y del congelamiento de iure de las tarifas reguladas de transporte y distribución a principios de 2002, se produjo un desequilibrio entre la oferta y la demanda, que desencadenó un importante déficit de abastecimiento a principios de Por el lado de la oferta, los bajos precios desincentivaron las inversiones, lo que derivó en una retracción de la disponibilidad de gas en boca de pozo. Ello se debe a que la producción de los pozos de hidrocarburos tiene un declinamiento natural, por lo que para mantener y aumentar la producción se requiere de constantes inversiones en el desarrollo de nuevos pozos. Al mismo tiempo, en un marco de una importante recuperación de la actividad económica, los bajos precios produjeron un inusual incremento de la demanda, agravado por un efecto de sustitución de otros combustibles alternativos cuyos precios aumentaron fuertemente luego de la devaluación. En el caso del transporte de gas, y a diferencia de lo ocurrido en el segmento de la producción, no hubo reducción de la oferta. A este escenario se le sumó la problemática del sector eléctrico, igualmente afectado por un control de precios que desencadenó un desequilibrio de la oferta y la demanda. Casi la mitad de la energía eléctrica consumida en el país proviene de la generación a partir del gas natural. Históricamente, el sector eléctrico se abasteció con gas interrumpible 42

3 A la falta de incentivos sobre el sector de la oferta, se sumó que los yacimientos argentinos de hidrocarburos son maduros pues son explotados hace décadas y algunos hace más de un siglo (p.ej., el célebre yacimiento Campamento Central explotado desde 1907). 106 Los yacimientos maduros declinan en forma irremediable a pesar del esfuerzo inversor que se realice. Este fenómeno es el resultado del comportamiento natural de todo yacimiento, que a medida que se avanza en su explotación, va perdiendo presión en línea con la disminución de las reservas remanentes. Es una ley natural. La madurez de los yacimientos también significa que es más costoso explotar un yacimiento. En los yacimientos vírgenes, en general, la mayor parte de los hidrocarburos es extraída por recuperación primaria, o sea, mediante mecanismos naturales de producción, impulsados por la presión del gas o por el empuje del agua. En los yacimientos maduros, la recuperación suele ser secundaria, donde se inyecta agua para aumentar el barrido del petróleo dentro del reservorio. Esta tecnología está ampliamente difundida en la Argentina y es un know how que posiciona a YPF como líder en el mundo. En la actualidad, la producción de petróleo por recuperación secundaria equivale al 41% del total. 107 En este contexto, la oferta de hidrocarburos se mantuvo relativamente estable entre el 2002 y el 2007, y a partir de allí comenzó a declinar. 108 El gap entre la producción doméstica y la demanda doméstica fue compensado por importaciones realizadas por el gobierno argentino y financiadas a través de diferentes mecanismos (p. ej., subsidios, cargos fiduciarios, precios plus ), y pagados -en última instancia- por los usuarios argentinos. principalmente, utilizando otros combustibles sustitutos en los picos del invierno (fuel oil y gas oil). La creciente disponibilidad del servicio interrumpible de gas para los generadores condujo a una creciente sustitución por combustibles significativamente más caros y de logística más compleja. Esta situación terminó repercutiendo en el sector del gas, debido a la decisión gubernamental de resolver parcialmente la indisponibilidad de gas interrumpible para el sector eléctrico a partir de la afectación de usuarios firmes de gas natural. Ante esta situación, el Gobierno decidió adoptar una serie de medidas tendientes a redistribuir los efectos de la crisis en el corto plazo. Si bien el Marco regulatorio de la Industria del Gas Natural prevé determinados procedimientos ordenados en caso de peligrar el abastecimiento no-interrumplible, el Gobierno aplicó nuevos esquemas para la redistribución del déficit. Dichas medidas consistieron básicamente en restringir las exportaciones, reasignando el gas y la capacidad de transporte en forma discrecional, más allá de los usuarios no-interrumpibles cuyo abastecimiento está garantizado en el Marco Regulatorio. 106 Ver NICOLÁS GADANO, Historia del petróleo en la Argentina, p. 263, Editorial Edhasa, Buenos Aires, Allí dice: YPF comenzó a perforar no solo a mayor profundidad en la zona original, sino en nuevas áreas hacia el oeste. Los trabajos de exploración de avanzada resultaron en hallazgos de petróleo en Cañadón Perdido, a 25 kilómetros del Campamento Central. En 1928, con la construcción de un pequeño oleoducto, la nueva zona quedó en explotación regular. La producción petrolera de YPF en Comodoro cayó un 10% en el año 1930, aun que la expansión productiva de Plaza Huincul (creció un 45% en el año), logró amortiguar el impacto en la producción total de YPF, que se contrajo sólo un 4%. La entrada en explotación del nuevo yacimiento de Cañadón Perdido en 1929 fue fundamental para evitar una caída mayor de la producción. Hasta ese momento, la producción dependía enteramente del Campamento Central de Comodoro descubierto en 1907, cuya producción sufrió una caída irreversible a partir de Es decir, si ya existían yacimientos que se encontraban en declinación en 1929, imagínense (no obstante las nuevas tecnologías) el estado de declinación existente un siglo después del inicio de su explotación. 107 Ver ERNESTO A. LÓPEZ ANADÓN, Las cifras del petróleo y del gas (50 años de Petrotecnia), en Revista Petrotecnia ( 108 Ver ERNESTO A. LÓPEZ ANADÓN, Las cifras del petróleo y del gas (50 años de Petrotecnia), en Revista Petrotecnia ( 43

4 Las provincias productoras de hidrocarburos, que son las propietarias del recurso conforme el artículo 124 de la Constitución Nacional, fueron una de las principales afectadas por la política energética de precios bajos intervenidos por el gobierno federal, a cargo de la política energética en virtud de los artículos 2º y 3º de la Ley y el artículo 2º in fine de la Ley de Reprovincialización de los Hidrocarburos. La principal fuente de ingreso de las provincias productoras de hidrocarburos proviene de la actividad hidrocarburífera, a través de la recaudación que realizan en concepto de regalías, ingresos brutos, y demás tributos o tasas aplicables a la actividad. Obviamente, en virtud de los bajos precios intervenidos por el gobierno federal, sus ingresos cayeron. O dicho de otra manera, no pudieron gozar de la bonanza petrolera que existió desde el año 2002 a nivel internacional. 109 Sin embargo, cumplidos 10 años de esta política energética, por medio del Acuerdo Federal de los Hidrocarburos del 9 de febrero de 2012, la ORGANIZACIÓN FEDERAL DE ESTADOS PRODUCTORES DE HIDROCARBUROS ( OFEPHI ), compuesta por las provincias de Chubut, Formosa, Jujuy, La Pampa, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Salta, Santa Cruz y Tierra del Fuego, manifestó estar consustanciada con el espíritu federal de la Política [energética] de Estado para el sector, aplicada por la Presidenta Cristina Fernández de Kirchner. A renglón seguido, la OFEPHI acordó intimar a los concesionarios de explotación de hidrocarburos a aumentar un quince por ciento (15%) la producción de petróleo crudo en un plazo de dos (2) años. En ese momento, según declaraciones de gobernadores en los medios de prensa, la discusión entre los firmantes del Acuerdo Federal de los Hidrocarburos consistió en imponer mayores compromisos de inversión o de producción. Ello, debido a que la Ley Federal de Hidrocarburos no contiene una obligación de resultados de parte de los concesionarios consistente en producir determinados niveles de hidrocarburos. Pero finalmente se incorporó al Acta Complementaria OFEPHI del 24 de febrero de 2012, la intimación a aumentar la producción con el fin de recuperar gradualmente el autoabastecimiento, o, como se dijo expresamente para el caso del gas natural, con el fin de sustituir las importaciones : 109 Esto incluso generó que una Provincia iniciara una acción ante la Corte Suprema contra el Estado Nacional para impugnar el impacto de los derechos de exportación sobre los ingresos de la Provincia en concepto de regalías petroleras ( 44

5 1. Las autoridades provinciales y nacionales establecen como meta un incremento en la producción de crudo del orden del 15% piso promedio del total país, en una primera etapa, asociado a la exigencia de un incremento de las inversiones, como aporte inmediato al objetivo de alcanzar el autoabastecimiento petrolero destinado a la refinación. 110 Paralelamente, diversos concesionarios (YPF, Petrobras, Tecpetrol, Argenta Energía) fueron intimados, con invocación del artículo 80 de la Ley , a presentar programas de inversión para aumentar la producción de hidrocarburos bajo apercibimiento de decretarse la caducidad de sus respectivas concesiones de explotación de hidrocarburos. Este proceso finalizó en una serie de declaraciones de caducidad dictadas entre los meses de marzo y abril sin sustanciación, algunas anunciadas y dictadas el mismo día en que la concesionaria presentaba su descargo y programa de inversión. 111 Entre estas declaraciones de caducidad, encontramos aquellas que fueron impugnadas ante la Corte Suprema y que obtuvieron el auxilio de la misma. 112 A continuación analizamos el régimen federal de hidrocarburos y los requisitos que éste impone a la respectiva autoridad concedente para declarar la caducidad de una concesión de explotación de hidrocarburos en forma válida. 3. EL RÉGIMEN FEDERAL DE LOS HIDROCARBUROS 3.1. LA REGULACIÓN DE LA MATERIA HIDROCARBURÍFERA CONSTITUYE UNA COMPETENCIA EXCLUSIVA DEL GOBIERNO FEDERAL 110 Ver Acta Complementaria OFEPHI del , artículo 1º. 111 Ver por ejemplo el Decreto 502/12 (Mendoza), el Decreto 393/12 (Santa Cruz), el Decreto 324/12 (Chubut). 112 Ver Petrobras Argentina S.A. c/ Neuquén, Provincia del s/ amparo, sentencia cautelar del 28 de junio de 2012; ver también Tecpetrol S.A. c/ Neuquén, Provincia del y otro (Estado Nacional citado como tercero) s/ medida cautelar, sentencia cautelar del 28 de junio de

6 La regulación de la materia hidrocarburífera (tanto legislativa como reglamentaria) constituye una competencia propia y exclusiva del Gobierno federal. Las provincias no están facultadas a modificar la normativa nacional en materia hidrocarburífera, si bien a partir de 2007 tienen a su cargo la aplicación de la Ley Federal de Hidrocarburos. A los efectos de evitar cualquier confusión o despejar dudas que pudieran suscitarse, desarrollaremos brevemente el esquema actual de reparto de competencias. Esta aclaración parece conveniente antes de adentrarse en el análisis de los dos casos de la CSJN que motivan esta nota. La materia referida a los hidrocarburos constituye legislación federal dictada a partir del artículo 75 inciso 12 y concordantes de la Constitución Nacional, que por su naturaleza y jerarquía constitucional no puede ser modificada por normas provinciales. La competencia del Estado Nacional para legislar en una materia de derecho federal, como es el caso de los hidrocarburos, excluye toda posibilidad de regulación de la misma materia por parte de los estados provinciales por tratarse de un supuesto de competencia exclusiva de la Nación. 113 La sanción de la Ley (la Ley Corta ) en diciembre de 2006 y con entrada en vigencia en enero de 2007, que transfirió a los Estados Provinciales el ejercicio de las facultades como autoridad concedente y/o de aplicación de la Ley Federal de Hidrocarburos sobre los yacimientos de hidrocarburos ubicados en sus territorios, reafirma el criterio recién sostenido en cuanto ratifica (i) la vigencia de la Ley de Hidrocarburos y su reglamentación; (ii) la facultad exclusiva del Congreso Nacional de dictar la legislación de fondo en materia de hidrocarburos; y (iii) la facultad exclusiva del Poder Ejecutivo Nacional de reglamentar la Ley de Hidrocarburos y diseñar las políticas energéticas a nivel federal. 114 Esta interpretación sobre la incidencia de la Ley Corta sobre el Régimen Federal de los Hidrocarburos fue confirmada por la Corte Suprema de Justicia de la Nación, el Poder Ejecutivo Nacional y el Congreso Nacional. 113 Fallos CSJN, 301:341 (1979); y 311:1265 (1988). 114 Ver principalmente los artículos 2, 4 y 6 de la Ley

7 En el fallo Apache Energía Argentina SRL c/ Provincia de Río Negro, del 26 de marzo del 2009, el Máximo Tribunal sostuvo que:...la reforma introducida a la ley por la sanción de la ley deja en claro que la transferencia se hará efectiva `sin que ello afecte los derechos y obligaciones contraídas por sus titulares` y que `el ejercicio de las facultades como Autoridad Concedente, por parte del Estado nacional y de los Estados provinciales, se desarrollará con arreglo a lo previsto por la Ley y su reglamentación y de conformidad con lo previsto en el Acuerdo Federal de los Hidrocarburos`. Asimismo, reafirma que el Poder Ejecutivo Nacional conserva la responsabilidad por el diseño de la política energética a nivel federal. También es la posición del Poder Ejecutivo Nacional expresada en sus reglamentaciones a la Ley Federal de Hidrocarburos. Por ejemplo, el considerando 5º del Decreto 1454/2007, del 11 de octubre de 2007, reglamentario del canon de exploración y explotación, reza: Que la Ley Nº sólo puede ser reglamentada por el PODER EJECUTIVO NACIONAL, sin perjuicio del carácter de Autoridad de Aplicación que la Ley Nº ha otorgado a las Provincias, respecto de las concesiones y permisos otorgados en sus respectivos territorios. En igual sentido, lo afirma la Secretaría de Energía en la Resolución Conjunta 688/08, que fija los nuevos valores indemnizatorios del artículo 100 de la Ley Federal de Hidrocarburos: Que la elaboración de nuevas cuentas culturales para determinar los actuales costos de producción y la rentabilidad tipo de los establecimientos ganaderos, según sea la zona a la que pertenecen, como así también la revisión de las metodologías de cálculo para establecer las respectivas compensaciones, son cuestiones que exceden los alcances del presente trámite, por implicar la 47

8 modificación de los mecanismos que dan sustento al Decreto Nº 860/96, y por lo tanto, materia de competencia exclusiva del PODER EJECUTIVO NACIONAL de acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 98, Inciso h, de la Ley Nº (El subrayado me pertenece) También fue la opinión de los legisladores durante el debate de la Ley Corta. 115 En conclusión, hoy es criterio unánime que la competencia para legislar en materia de hidrocarburos corresponde al Congreso Nacional, y por ende la competencia para reglamentar las leyes emitidas por el Congreso Nacional corresponde al Estado Nacional. La Ley Corta delegó la aplicación, no la regulación. Por lo tanto, al aplicar la Ley , las Provincias no pueden exigir a los concesionarios el cumplimiento de obligaciones que la Ley de Hidrocarburos no exige LA DIFERENCIA ENTRE DOMINIO ORIGINARIO Y POTESTAD REGULATORIA 115 En esta misma sintonía, así también lo ha expresado el Poder Ejecutivo Nacional en el mensaje de elevación al Congreso Nacional de la Ley , cuando sostiene: Asimismo, por el presente proyecto, quedan perfectamente establecidas las competencias normativas en el sector hidrocarburos, reconociéndose al HONORABLE CONGRESO DE LA NACIÓN como titular originario del poder de dictar normas relativas a hidrocarburos, en el marco de lo establecido en el Artículo 75 incisos 12, 13, y concordantes de la CONSTITUCIÓN NACIONAL. Conforme a lo acordado en el ACUERDO FEDERAL, el ESTADO NACIONAL y los Estados Provinciales ejercerán sus derechos de dominio y administración de sus recursos naturales con arreglo a lo previsto por la Ley No y su reglamentación. El diseño y ejecución de la política energética a nivel federal seguirá siendo responsabilidad exclusiva del PODER EJECUTIVO NACIONAL. También caben mencionar las palabras del diputado nacional por la provincia de Mendoza, Alfredo Víctor Cornejo, quien decía en oportunidad de tratarse la Ley en el Congreso Nacional: Esta ley simplemente transfiere el dominio dejando expresamente en manos del Estado Nacional la competencia de dictar el código de fondo de hidrocarburos. [ ] Por otro lado, este proyecto de ley deja la jurisdicción en cabeza del Estado Nacional, como también la facultad de fijar la política global en materia hidrocarburífera y energética. Coincidentemente, el senador nacional por la provincia de Santa Cruz, Alfredo Anselmo Martínez, observó: Compartimos también lo mencionado en el artículo 2 acerca de que el diseño de las políticas energéticas a nivel federal será responsabilidad del Poder Ejecutivo nacional. [ ] Nosotros entendemos que no es posible que cada provincia tenga su propia política de hidrocarburos, pero consideramos que los actores son las provincias y que deben estar desde el momento mismo que comience la definición y control de estas políticas. 116 Ver artículo 2 in fine de la Ley que establece: El ejercicio de las facultades como Autoridad Concedente, por parte del Estado nacional y de los Estados provinciales, se desarrollará con arreglo a lo previsto por la Ley Nº y su reglamentación y de conformidad a lo previsto en el Acuerdo Federal de los Hidrocarburos. El diseño de las políticas energéticas a nivel federal será responsabilidad del Poder Ejecutivo nacional. 48

9 Aclarada la cuestión de la competencia para la regulación de la actividad hidrocarburífera, pasaremos a analizar el impacto que sobre dicha competencia tiene el artículo 124 de la Constitución Nacional. La Constitución Nacional establece con claridad que la legislación de hidrocarburos corresponde al Congreso Nacional (art. 75 incs. 12, y art. 18 y 32, de la Constitución Nacional). Aún siendo que el dominio de los recursos corresponde a la Nación o a las provincias según el territorio en que el respectivo recurso natural se encuentre, resta determinar si es la Nación o las provincias quienes tienen jurisdicción sobre los mismos. El dominio es la titularidad del derecho de propiedad sobre una cosa y la jurisdicción es la facultad para dictar normas regulatorias sobre un determinado ámbito. Tal como sostienen CARLOS CORNEJO COSTAS y FERNANDO BOSCH: Y la importancia de éste planteamiento [la distinción entre dominio y jurisdicción] radica en que, si bien las provincias detentan el dominio de las sustancias minerales en los límites de su territorio, es el Gobierno Federal a quien corresponde legislar sobre las minas, según expresa delegación en el art. 75, inc. 12 de la Constitución Nacional. 117 Como lo observa PEDRO FRÍAS, no siempre hay coincidencia entre el titular del dominio y de la jurisdicción. El dominio lleva a la jurisdicción si nada la limita o la excluye; la jurisdicción no lleva necesariamente al dominio, pero en última instancia tiene más cuota de poder la jurisdicción que el dominio y éste puede terminar por ser vaciado. 118 En el mismo sentido, ha explicado BIDART CAMPOS: Por la reforma [constitucional] de 1994, el dominio originario de los recursos naturales existentes en territorio de las provincias les corresponde a éstas (art. 117 Ver CORNEJO COSTAS, CARLOS Y BOSCH, FERNANDO (H), El régimen actual de regalías en el Derecho Minero Argentino Cuestión de federalismo o de conveniencia nacional?, El Derecho, Tomo Ver FRÍAS, PEDRO, El Federalismo Argentino Introducción al Derecho Público Provincial, Ed. Depalma, Buenos Aires, 1980, p

10 124). La jurisdicción, que no va anexada al dominio, es en algunos casos federal. 119 En sentido concordante se ha manifestado la doctrina respecto de las normas contenidas en las Constituciones provinciales respecto de sus recursos naturales, señalándose que: Dichas normas, pese a lo categórico de su redacción, no pueden ser invocadas frente a la Constitución Nacional, puesto que ésa posee una jerarquía normativa superior a ellas, por mandato del art. 31 de la Carta Magna. Por lo tanto, frente al derecho de propiedad amparado por el art. 17 de la Constitución Nacional, toda norma local que se le oponga queda inconstitucionalizada. 120 Constituye un error conceptual confundir las condiciones de titularidad de un determinado bien con la atribución constitucional de regular el régimen propio de dicho bien. En efecto, lo decisivo para determinar la atribución constitucional de regulación de un determinado bien no es la titularidad de dicho bien, sino el análisis de la materia de la respectiva regulación y su cotejo con la distribución de competencias efectuada en la propia Constitución Nacional. Lo cierto es que la potestad legislativa se deriva de una delegación efectuada al Estado Nacional por la propia Constitución Nacional y no se relaciona necesariamente con el dominio originario. La prueba más cabal de ello la encontramos asimismo en el caso de las minas, respecto de las cuales existe indudable competencia nacional para legislar en la materia ya que corresponde al Congreso Nacional, dictar el Código de Minería, no obstante lo cual conforme a dicho cuerpo normativo, el dominio originario sobre las minas pertenece a la Nación o las provincias según el territorio en que se encuentren las respectivas propiedades mineras. En tal sentido, la Corte Suprema también confirmó el criterio que la delegación por la Constitución Nacional al Congreso Nacional de la facultad para legislar en una materia, 119 Ver BIDART CAMPOS, GERMÁN J. Manual de la Constitución Reformada, Buenos Aires, La Ley, Tomo III, p Ver MANILI, PABLO, El dominio originario de los recursos naturales en la reforma de 1994 (con especial referencia a los hidrocarburos), en Bidart Campos Gil Dominguez (coords.), A una década de la reforma constitucional, Buenos Aires, Ediar, 2005, p

11 incluye la autoridad para establecer el régimen de dominio originario (nacional o provincial) a ese respecto. 121 Asimismo, debe tenerse presente que del debate de la Convención Constituyente de 1994 se desprende claramente que el artículo 124 de la Constitución Nacional, si bien reconoce el dominio de los recursos naturales en cabeza de las provincias, no sustrae a estos bienes de la jurisdicción exclusiva del Congreso Nacional, entendida como potestad de regulación jurídica. Resulta evidente que si hubiera sido la intención del constituyente dotar a las provincias de atribuciones referidas a la regulación de fondo de los recursos mineros, se habría modificado expresamente lo prescripto por el artículo 75 inciso 12 de la Constitución Nacional, lo que no ha sucedido. Por otra parte, la distinción entre la autoridad para legislar en materia de hidrocarburos y el dominio originario de los mismos no es nueva en nuestro ordenamiento constitucional. Aún durante la vigencia de la Constitución anterior, en la que no existía pronunciamiento expreso sobre el dominio de los hidrocarburos, la Corte Suprema sostuvo que teniendo el Congreso la autoridad para dictar la legislación de fondo en la materia, también tenía autoridad para legislar respecto del dominio originario, pudiendo dicha legislación atribuir tal dominio a la Nación o las provincias. En este sentido, la Corte Suprema ha dicho: Que al conferir al Poder Legislativo de la Nación de facultad de dictar el Código de Minería, la Constitución Nacional le otorgó la atribución de establecer en su integridad el régimen legal de las minas, entre las cuales se encuentran los yacimientos de hidrocarburos que interesan en este caso. ( ) De los varios sistemas que conoce el derecho comparado sobre esta última cuestión, el legislador pudo prudencialmente elegir el que resulta de la ley ahora 121 CSJN, Fallos 311:1265; CSJN, 3 mayo, 1977, Yacimientos Petrolíferos Fiscales c/provincia de Mendoza y otro, LL 1979-C,

12 impugnada, sin que, por otra parte, hubiera sido constitucionalmente atacable el que atribuye a las provincias según los casos- tal propiedad". 122 Ello ha sido confirmado por la doctrina especializada en la materia hidrocarburífera. Por ejemplo, ORLANDO DE SIMONE explica: La Constitución Nacional, entonces, ha reservado al Congreso de la Nación, la facultad de reglar las relaciones jurídicas que nacen del uso y del aprovechamiento de los recursos naturales. Y si la Constitución ha conferido esta atribución al Congreso éste puede ejercerla de la manera que crea más conveniente: sea para preservar al Estado Nacional la totalidad de las facultades que surgen de la ley de hidrocarburos , como ha venido haciéndolo hasta ahora, sea para distribuir las competencias entre la Nación y las provincias tal como se legisla en el proyecto de ley de hidrocarburos a consideración del Congreso de la Nación. 123 Ello confirma que aún cuando las provincias tengan el dominio sobre los recursos naturales, la reforma constitucional no modificó en nada el ejercicio de jurisdicción exclusiva de la Nación en materia de hidrocarburos de acuerdo con el artículo 75, incisos 12, 18 y 32 de la Constitución. Esta interpretación es la única que permite compatibilizar los artículos 124 y 75 de la Constitución, y la jurisprudencia ha dicho reiteradamente que de varias interpretaciones posibles debe escogerse la que dé validez a todas las disposiciones de una norma EL RÉGIMEN DE INVERSIONES EN LAS CONCESIONES DE EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS La Ley Federal de Hidrocarburos regula, en sus artículos 20 y 31, las obligaciones de inversión que corresponden a los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación, respectivamente. La naturaleza de las obligaciones de inversión de los permisionarios y concesionarios se fundamenta en las notas características de la industria petrolera, que 122 Corte Suprema de Justicia de la Nación, Yacimientos Petrolíferos Fiscales c. Provincia de Mendoza y otro, LA LEY 1979-C, Ver DE SIMONE, ORLANDO, El dominio originario de los recursos naturales, LL 1997-C,

13 son: (i) alto riesgo (de fracaso minero); (ii) largo plazo (para el desarrollo de un yacimiento); y (iii) capital intensivo (inversiones muy significativas, especialmente en las etapas iniciales convirtiéndose en lo que se conoce como costos hundidos ). El mensaje de elevación de la Ley Federal de Hidrocarburos recepta estas características, cuando dice: El régimen tributario de los permisos de exploración y de las concesiones de explotación, que es objeto de la Sección 6 del Título II del proyecto, responde a principios que se fundan en las características privativas del quehacer minero de los hidrocarburos. La extensión temporal de la prestación de que se hacen cargo los particulares (largo plazo) e igualmente la circunstancia de que asumen el riesgo minero (alto riesgo), legitiman plenamente la permanencia de la ecuación económica de la explotación durante el término en que tienen vigor los derechos mineros. Además, las cuantiosas inversiones (capital intensivo) que exigen estas actividades sólo resultan factibles en la medida de que exista una razonable expectativa de justa rentabilidad. El permisionario de exploración tiene, dentro de una superficie determinada y por cierto plazo, el derecho exclusivo de ejecutar todas las tareas necesarias para la búsqueda de hidrocarburos (artículo 16). A su vez, el permiso de exploración es otorgado únicamente sobre zonas posibles (artículo 24), es decir, donde no se haya comprobado la existencia de hidrocarburos que puedan ser comercialmente explotables (artículo 10.I). En la fase exploratoria, el artículo 20 impone al permisionario la obligación de (i) deslindar el área en el terreno, (ii) realizar los trabajos necesarios para localizar hidrocarburos con la debida diligencia y de acuerdo con las técnicas más eficientes, y (iii) a efectuar las inversiones mínimas a que se haya comprometido para cada uno de los períodos comprendidos por el permiso. Si la inversión realizada en cualquiera de dichos períodos fuera inferior a la comprometida, el permisionario estará obligado a abonar al Estado la diferencia resultante o, si estuviera justificado por dificultades técnicas, puede autorizarse la substitución del pago por el incremento de los compromisos establecidos para el período siguiente en una suma igual a la no invertida. 53

14 En caso de un descubrimiento comercial, el permisionario tiene derecho a solicitar y obtener una concesión de explotación (artículo 17). Una vez que el permiso de exploración se convierte en una concesión de explotación, se modifica el objeto y naturaleza del régimen de inversiones pasando del objetivo de la exploración (correspondiente a la etapa del permiso) al objetivo del desarrollo y la producción de los descubrimientos efectuados. El artículo 31 recepta la obligación del concesionario de (i) invertir, (ii) las sumas que el propio concesionario determine, (iii) en forma compatible con la explotación adecuada (variable geológica) y económica (variable económica) del yacimiento. Así, el artículo 31 de la Ley de Hidrocarburos establece que: Todo concesionario de explotación está obligado a efectuar, dentro de plazos razonables, las inversiones que sean necesarias para la ejecución de los trabajos que exija el desarrollo de toda la superficie abarcada por la concesión, con arreglo a las más racionales y eficientes técnicas y en correspondencia con la característica y magnitud de las reservas comprobadas, 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. El artículo 31 se complementa, a su vez, con el artículo 32 que regula los planes de inversión que el concesionario determina en base a su propio criterio tomando en cuenta las pautas del artículo 31: [ ] en forma periódica, el concesionario someterá a la aprobación de la autoridad de aplicación los programas de desarrollo y compromisos de inversión correspondientes a cada uno de los lotes de explotación. Tales programas deberán cumplir los requisitos establecidos en el artículo 31 y ser 54

15 aptos para acelerar en todo lo posible la delimitación final de área de concesión con arreglo al artículo 33. Es decir, la obligación de inversión del artículo 31, cristalizada en los planes de inversión previstos en el artículo 32, prevé pautas que deben ser analizadas en cada caso concreto, considerando especialmente las características del yacimiento de que se trate y las condiciones económicas de la explotación. En otras palabras, la obligación del concesionario prevista en el artículo 31 de la Ley Federal de Hidrocarburos no puede determinarse genéricamente sino en forma particular respecto del área específica explotada por el respectivo concesionario. En definitiva, un análisis de esta normativa permite concluir que: (i) La obligación de desarrollar el área y asegurar la máxima producción del yacimiento, como surge del artículo 31, no es ilimitada sino que se encuentra sujeta al principio de explotación adecuada y económica del yacimiento. El artículo es claro: asegurando la máxima producción de hidrocarburos compatible con la explotación adecuada y económica del yacimiento. Es decir, el alcance de las obligaciones de inversión no podría interpretarse de manera tal de exigir del concesionario una explotación que no sea rentable o que ponga en riesgo el yacimiento. Además, ni la Ley de Hidrocarburos ni las normas complementarias determinan los niveles mínimos de rentabilidad u otros lineamientos que establezcan que debe entenderse por una explotación económica. Tampoco determinan por anticipado qué se entiende por explotación adecuada desde el punto de vista técnico y geológico. Ambas variables (geológica y económica) son de interpretación casuística según el respectivo yacimiento de hidrocarburos. 55

16 (ii) El artículo 31 no determina el tipo de inversiones a realizar, ni su magnitud. Por el contrario, la determinación del tipo y monto de las inversiones es decidido por el propio concesionario al realizar el plan de inversiones que debe presentar anualmente ante la autoridad de aplicación. En este sentido, el artículo 32 de la Ley de Hidrocarburos obliga al concesionario a presentar periódicamente los programas de desarrollo y compromisos de inversión correspondientes a cada lote 124 y sujeta los mismos a la aprobación de la autoridad de aplicación. En otras palabras, es un derecho del propio concesionario el diseño de su plan de inversiones y programa de desarrollo, tomando en cuenta las pautas del artículo 31. Esta es la interpretación que la propia Secretaría de Energía de la Nación tiene al respecto: [N]o existe una obligación por parte del concesionario, y menos aún un condicionamiento por parte de la Autoridad de Aplicación, en cuanto a la puesta en producción simultánea de los lotes de explotación que integran la concesión, ni tampoco que el hecho de haberse otorgado una Concesión de Explotación sobre más de un lote de explotación, implique la obligación de desarrollar en forma simultánea los mismos, ni que tal circunstancia determine la existencia de una unidad de explotación. En tal sentido, compete al concesionario determinar la secuencia y oportunidad del desarrollo de los lotes, conforme al Artículo 31 de la Ley Nº La autoridad de aplicación tiene la atribución de objetar los planes si no los estima adecuados y la obligación de controlar el cumplimiento de los mismos. 126 (iii) Los concesionarios no tienen la obligación de que sus inversiones se traduzcan en determinados rendimientos productivos ni de alcanzar ciertos niveles cuantitativos de producción o nivel de reservas. 124 La Resolución SE 319/1993, modificada por la Resolución SE Nº 2057/05, reglamentó estas obligaciones estableciendo los plazos y requisitos en materia de información a ser presentada ante la autoridad de aplicación. 125 Ver por ejemplo, la Resolución SEyM 246/ Artículos 32 y 36 de la Ley de Hidrocarburos. 56

17 Por el propio riesgo minero ínsito a la actividad petrolera, los resultados de esas inversiones dependen de factores no controlables por los concesionarios, como las razones de índole geológica que hacen al riesgo propio de la actividad. En definitiva, es una obligación de medios y no de resultado. Semejante enfoque sería contrario a las nociones más elementales de la industria hidrocarburífera. Esto es reconocido por la propia Secretaría de Energía cuando afirma: Este fenómeno de la falta de aprovisionamiento, en el caso de la producción de gas natural, se encuentra agravado por las características físicas de los yacimientos de explotación, que presentan una declinación natural del orden del 10% por año en promedio, es decir que si en un yacimiento determinado en un año no se efectúan las inversiones correspondientes (nuevos pozos, equipos de compresión, etc.), la producción de ese yacimiento resultará, en promedio, un 10% inferior a la producción que tuvo el año anterior, de modo que existen montos mínimos de inversión a realizar todos los años para obtener no un aumento en la producción sino el mismo volumen de producción. 127 Es por ello que, respecto de los niveles de producción, no pesa sobre el concesionario una obligación de resultado, sino de medios, 128 y así lo ha dispuesto el legislador. El concesionario debe realizar las inversiones que resulten acordes con una explotación racional y económica del yacimiento. Las consecuencias de dichas inversiones dependen de factores externos, ajenos a él, y, por tanto, no le resultan atribuibles. 127 Ver Memorándum del Equipo de Asesores de Gas de la Secretaría de Energía de la Nación, del 16 de enero de 2004, folio Sobre la distinción entre obligaciones de medio y de resultado, se ha señalado que en la obligación de resultado el deudor se compromete al cumplimiento de un determinado objetivo, consecuencia o resultado (opus) (...). En la obligación de medios el deudor sólo compromete una actividad diligente, que tiende al logro de cierto resultado esperado, pero sin asegurar que éste se produzca. Ver ATILIO ANÍBAL ALTERINI, OSCAR JOSÉ AMEAL, ROBERTO M. LÓPEZ CABANA, Derecho de Obligaciones Civiles y Comerciales, Abeledo Perrot, Buenos Aires, pag

18 Esta interpretación de la Ley Federal de Hidrocarburos es confirmada por el cuerpo de abogados de la propia Secretaría de Energía, que en el año 2004 afirmó: La producción y comercialización del gas, entendida como la disposición de gas y su venta a terceros, está desregulada. El Estado no regula la producción de gas, ni establece los volúmenes que el productor debe producir. Los precios del gas surgen de la oferta y la demanda del mercado LA SANCIÓN DE CADUCIDAD EN LA LEY DE HIDROCARBUROS La Ley Federal de Hidrocarburos dispone como sanción máxima la pena de caducidad. Dicha sanción se encuentra prevista en el artículo 80 de la referida norma federal, y consiste en una medida de tipo represivo que utiliza la Autoridad ante ciertos incumplimientos graves en que pueda incurrir un concesionario de un área de explotación. Dicha medida sancionadora conlleva a la extinción de la concesión de explotación de hidrocarburos. Por ello es que la doctrina ha entendido que este tipo de medidas no son más que una pena administrativa. 130 Justamente, por la severidad de la sanción, la necesidad de que las áreas concesionadas sean debidamente desarrolladas, y la intensiva inversión que la explotación de una concesión de hidrocarburos exige, es que la sanción de caducidad es la última ratio que tomará la Autoridad de Aplicación. La severidad de la decisión de caducidad, y su naturaleza sancionadora es reconocida en el propio mensaje de elevación de la Ley Federal de Hidrocarburos. Allí se 129 Ver Memorándum Legal de la Asesoría Legal de la Secretaría de Energía de la Nación, del 16 de enero de 2004, folio La caducidad, pues, es una sanción por actos imputables al concesionario. Trátase de una pena administrativa. (MIGUEL MARIENHOFF, Tratado de Derecho Administrativo, Tomo V, p. 490, Editorial Abeledo Perrot, Buenos Aires, 1994.) En sentido similar puede verse también JUAN CARLOS CASSAGNE, El Contrato Administrativo (Buenos Aires: Lexis Nexis; 2005), 142 y ss. 58

19 manifestó que: Las causales de caducidad responden a la valoración axiológica de conductas o hechos aptos para lesionar los objetivos de la política nacional de los hidrocarburos y la atribución otorgada al Estado para resolver en sede administrativa la nulidad o caducidad de permisos y concesiones, sin perjuicio de los recursos establecidos en el título VII, se explica por la naturaleza no contractual de la relación administrativa que lo vincula a los titulares de los derechos. A fin de que sanción tan grave como la caducidad sea siempre aplicada sobre la base de una ponderación inequívoca de la conducta de dichos titulares el proyecto la subordine, salvo excepciones lógicas, a la previa intimación. 131 Por ello, y su clara naturaleza sancionadora, es que para la toma de dicha determinación se debe necesariamente garantizar el debido proceso y el derecho de defensa tal cual lo exige el mismo artículo 80 in fine y 83 de la Ley Federal de Hidrocarburos. Todo ello ha determinado que la Ley Federal de Hidrocarburos contenga un régimen legal específico que recepte en forma de numerus clausus las únicas causales que admitirían la declaración de caducidad de la concesión, y también el procedimiento que debe llevarse adelante para ello. Consecuentemente, la facultad de la Autoridad de Aplicación de declarar la caducidad de la concesión es una actividad reglada y no discrecional, pues en el mismo régimen se dispone no solamente las causales que habilitan a determinar la caducidad de una concesión, sino también el modo en que debe ser ello determinado. La doctrina pacíficamente sostiene que, ante una actividad reglada, la autoridad 131 La Corte Suprema ha determinado la relevancia de los antecedentes legislativos de una ley al momento de interpretarla. Así afirmó que El intérprete debe utilizar la voluntad del legislador como criterio interpretativo para indagar el verdadero sentido y alcance de la ley, tarea en la que no pueden descartarse los antecedentes parlamentarios (Fallos, 323:3386). 59

20 ineludiblemente debe hacer lo que la norma le ordena si verifica que se han cumplido los presupuestos de hecho fijados en la norma para que ello ocurra. En relación al ejercicio de facultades de tipo reglado, agrega GORDILLO que: Su conducta [en referencia al órgano administrativo], en consecuencia, está predeterminada por una regla de derecho; no tiene él libertad de elegir entre más de una decisión: su actitud sólo puede ser una, aunque esa una sea en realidad inconveniente. 132 En el caso de la Ley Federal de Hidrocarburos, las causales de caducidad de las concesiones de explotación se encuentran taxativamente establecidas en el artículo 80 de la Ley Federal de Hidrocarburos: Art. 80. Las concesiones o permisos caducan: a) Por falta de pago de una anualidad del canon respectivo, tres (3) meses después de vencido el plazo para abonarlo; b) Por falta de pago de las regalías, tres (3) meses después de vencido el plazo para abonarlas; c) Por incumplimiento sustancial e injustificado de las obligaciones estipuladas en materia de productividad, conservación, inversiones, trabajos o ventajas especiales; d) Por transgresión reiterada del deber de proporcionar la información exigible, de facilitar las inspecciones de la autoridad de aplicación o de observar las técnicas adecuadas en la realización de los trabajos; e) Por no haberse dado cumplimiento a las obligaciones resultantes de los artículos 22º y 32º; f) Por haber caído su titular en estado legal de falencia, conforme con la resolución judicial ejecutoria que así lo declare; 132 AGUSTÍN A. GORDILLO, Tratado de Derecho Administrativo, Tomo 1, Ediciones Macchi, Buenos Aires, 1994, VIII

21 g) Por fallecimiento de la persona física o fin de la existencia de la persona jurídica titular del derecho, salvo acto expreso del Poder Ejecutivo manteniéndolo en cabeza de los sucesores, si éstos reunieran los requisitos exigidos para ser titulares; h) Por incumplimiento de la obligación de transportar hidrocarburos de terceros en las condiciones establecidas en el artículo 43º, o la reiterada infracción al régimen de tarifas aprobado para éstos transportes. [ ] (El subrayado me pertenece) En el caso de concesiones cuya titularidad se encuentra compartida por dos o mas co-concesionarios, las causales de los incisos a) [regalías], b) [canon], f) [quiebra] y g) [fallecimiento o liquidación] son de carácter subjetivo. Es decir, solo afectarían al coconcesionario incumplidor (por ejemplo, si un concesionario que tiene el 50% de la concesión paga regalías sobre su porcentaje de la producción y el concesionario que tiene el 50% restante no las paga, sólo el incumplidor se vería afectado respecto de su porcentaje de titularidad sobre la concesión). En cambio, las causales de los incisos c) [inversión], d) [deberes de información], e) [presentación de planes de inversión], y h) [transporte de hidrocarburos de terceros] son de carácter objetivo. Por ende, su ocurrencia afectaría a toda la concesión en forma global (por ejemplo, la obligación de invertir es global respecto de todos los co concesionarios). Al ser causales taxativamente dispuestas por el legislador, el Poder Ejecutivo no puede legítimamente ir más allá de las causales previstas. Y la interpretación de las mismas debe ser restrictiva. Al respecto dice la doctrina: 133 No se trata simplemente de un medio de extinción de derechos. Asume simultáneamente el papel de manifestación del poder coactivo del ordenamiento, el cual, en correspondencia con los principios que regulan la 133 Ver ENRIQUE O. GUSSONI, Enfoque jurídico de los hidrocarburos en Argentina, p. 316, 1 ed., 1986, Editorial Sielp. 61

22 pena, requiere la enumeración taxativa de las causales y la interpretación restrictiva de las normas de modo de no ser ampliadas por la vía de extensiones analógicas. [ ] El art. 80, cuyas fuentes son el código minero (art. 5 de la ley ) y la ley española, enumera en forma taxativa las causales de caducidad y establece la previa constitución en mora y la concesión de un plazo de gracia discrecionalmente fijado por la autoridad. que: Esto último quedó plasmado en el artículo 80 in fine cuando el legislador dispuso Previamente a la declaración de caducidad por las causales previstas en los incisos a), b), c), d), e) y h) del presente artículo, la autoridad de aplicación intimará a los permisionarios y concesionarios para que subsanen dichas transgresiones en el plazo que fije. Consecuentemente, la Autoridad de Aplicación necesariamente y con carácter previo a declarar la caducidad de una concesión debe intimar al concesionario en cuestión a subsanar la supuesta transgresión en un plazo fijado por la misma. Si bien la Ley Federal de Hidrocarburos no determina cuál será dicho plazo, si resulta lógico esperar que el mismo sea razonable pues de lo contrario se tornará de incumplimiento imposible y terminará vulnerando no solamente la garantía del debido proceso, sino también el principio de razonabilidad contenido en el artículo 28 de la Constitución Nacional. Recuérdese que el plazo previsto en el artículo 80 de la norma federal tiene una clara naturaleza sustancial La Corte Suprema tiene resuelto que la irrazonabilidad puede derivar de la brevedad del plazo fijado, y/o de no haberse previsto su ampliación en razón de la distancia (Fallos 204:370). 62

23 Este requisito sustancial de intimación previa, presupone también que previamente a dicha intimación la Autoridad de Aplicación deberá haber determinado el incumplimiento de las obligaciones del concesionario, y la configuración de alguna de las causales previstas en el artículo 80 de la referida ley federal. Es en la comprobación y/o determinación de la configuración de alguno de los supuestos previstos en la norma, que la Autoridad de Aplicación debe dar suficiente intervención al concesionario de modo que se le garantice el debido proceso que dispone el artículo 83 de la Ley Federal de Hidrocarburos. En este sentido, el artículo 83 de la Ley federal de Hidrocarburos dispone: Art. 83. Comprobada la causal de nulidad o caducidad con el debido proceso legal, el Poder Ejecutivo dictará la pertinente resolución fundada. El artículo 83 exige que la Autoridad de Aplicación deberá primero comprobar la causal de caducidad respetando el debido proceso legal, y recién luego de comprobado ello, podrá emitir la pertinente resolución fundada sobre el respectivo incumplimiento. Segundo, ésta resolución, según el artículo 80 in fine, deberá intimar al concesionario a subsanar el incumplimiento, y solo para el caso en que el concesionario no subsane el incumplimiento, podrá emitir el acto decretando la caducidad de la concesión. Ahora bien, en cuanto al momento en que se efectiviza la caducidad, la Ley Federal de Hidrocarburos no lo establece. Sin embargo, conforme principios de derecho administrativo (e.g., ejecutoriedad de los actos administrativos), se puede afirmar que los efectos de la caducidad (e.g., reversión del área al Estado) operan al momento de notificarse el acto al concesionario. No obstante ello, la Autoridad de Aplicación podría fijar un plazo para la instrumentación de dicha reversión. Por ejemplo, en los casos de Petrobras y Tecpetrol sometidos ante la Corte Suprema, la Provincia del Neuquén les otorgó un plazo de noventa (90) días para revertir la respectiva área a la provincia. Finalmente, caducada la concesión, el concesionario deberá revertir sin cargo a la 63