La “desregulación petrolera” comenzó a partir del año 1990 y se

Título: “Aspectos tributarios del sector de hidrocarburos: El caso argentino”:
Autores:


Dra. Isabel Roccaro ((Investigadora Secretaría de Ciencia y Técnica Secyt–UNCuyo; Profesora
Teoría y Técnica Impositiva II; Universidad Nacional de Cuyo, Mendoza, Argentina).
Contador Edgardo Fernández A. (Asesor A.F.I.P. – D.G.I., Regional Mendoza, Argentina).
Resumen:
La desregulación petrolera iniciada a partir de los noventa constituyó una verdadera reforma del sector
petrolero; consideraciones relacionadas con los procesos mundiales de reconcentración de la industria
petrolera, distribución de los beneficios de la renta generada, efectos sobre los precios, integración o
desintegración de la industria y las posibles fallas del mercado, son algunos de los temas que han dinamizado
la discusión respecto de las reformas encaradas.
Por su parte, la reforma en el sector gasífero originó la regulación de las actividades de transporte y
distribución, debido a que la producción de gas natural siempre estuvo integrada a la cadena petrolera.
Las particularidades del negocio provocan frecuentemente controversias que se plantean entre los gobiernos
y organismos fiscales –nacionales, provinciales o municipales– implicados, tanto en lo referente al
intercambio comercial de dichos productos energéticos, como en las habituales relaciones empresariales
entre las compañías del sector.
En consecuencia, la problemática tributaria de la actividad en materia de hidrocarburos en Argentina
constituye un fenómeno complejo debido a la naturaleza particular del negocio.
En el presente trabajo se analizan los aspectos tributarios y efectos fiscales que afectan a las actividades en el
sector de hidrocarburos, y se presentan algunas recomendaciones relacionados con los efectos fiscales que
pudieran afectar el negocio.
Title: “ Taxation aspects of the Hydrocarbons Sector: The argentine case.”
Authors:
 Dr. Isabel Roccaro ( Secretary of Science and Technology Investigator Secyt-UNCuyo; Professor of
Theory and Technique of Taxation II; National Cuyo University, Mendoza, Argentina.)
 Accountant Edgardo Fernandéz A. ( AFIP – DGI Adviser, Regional Mendoza, Argentina)
Abstract:
The process of deregulation of the Oil Industry that took place in the nineties was a real reform for the sector.
Some of the topics that contribute to the dynamics of the discussion over this reforms, were considerations
about the concentrations in this industry as a result of globalization, profits distribution, prices effects,
concentration or divisions in the industry and supposed market faults.
Reforms in the Natural Gas sector, pave the way to the regulation of transport and distribution activities,
because the natural gas production always was integrated with the oil chain.
Often, the particularities of the business bring on controversies between the different levels of government
(Federal, State, Municipal) implicated in the taxation of the activity, not only in regard of the commercial
transactions of this energetic products, but also in the relations of the sector’s companies.
As a consequence, the taxations problems of this activity in Argentina, is a complex matter due the particular
nature of the business.
In the present paper, we analyse the taxation aspects and fiscal effects that affect the activity of the
hydrocarbons sector y and we give some recommendations in relation with the fiscal effects that could harm
the business.
1. Introducción.
La desregulación petrolera iniciada a partir de los noventa constituyó una verdadera reforma del sector
petrolero; consideraciones relacionadas con los procesos mundiales de reconcentración de la industria
petrolera, distribución de los beneficios de la renta generada, efectos sobre los precios, integración o
desintegración de la industria y las posibles fallas del mercado, son algunos de los temas que han dinamizado
la discusión respecto de las reformas encaradas. Por su parte, la reforma en el sector gasífero originó la
regulación de las actividades de transporte y distribución, debido a que la producción de gas natural siempre
estuvo integrada a la cadena petrolera.
En Argentina no existe ningún tipo de regulación oficial sobre precios del petróleo y sus derivados
desde el año 1990 pues, en un contexto de grandes reformas estructurales, se otorgaron a las fuerzas del
mercado la fijación de los mismos. En este sentido, las actividades de exploración, desarrollo y exploración
(upstream) se rigen bajo un ámbito institucional y legal distinto de las de transformación, comercialización y
distribución (downstream). El ámbito del upstream se encuentra localizado institucionalmente en el ámbito
de la Secretaría de Energía, caracterizado por reglas de libertad de mercado, libre disponibilidad de la
producción de hidrocarburos y de una parte sustantiva de las divisas obtenidas por su explotación. La única
restricción prevista por la legislación la constituye la prohibición de exportar gas si éste no fuese suficiente
para abastecer el mercado interno. En cambio, el downstream se enmarca en el ámbito de los “servicios
públicos regulados”, con un marco regulatorio definido por la Ley Nº 24.076 que rige el transporte,
distribución y comercialización de gas, bajo la fiscalización y control de ENARGAS1.
Al analizar la distribución de la matriz de consumo en Argentina por fuentes de energía primaria, tal
como se muestra en el Gráfico 1, se puede observar la alta dependencia del consumo de hidrocarburos (37%
petróleo y 51% gas natural). Si además, se tiene en cuenta el horizonte de vida de los recursos naturales no
renovables y la disponibilidad de otros recursos energéticos alternativos, tal dependencia se vuelve crítica en
un horizonte no muy lejano.
Gráfico 1
Matriz de Consum o por fuentes de Energía Prim aria
(a Diciem bre de 2005)
Leña
1%
Carbón Mineral
1%
Bagazo
1%
Otros Primarios
1%
Energía Hidráulica
5%
Nuclear
3%
Petroleo
37%
Gas Natural
51%
Fuente: Elaboración propia en base a datos Secretaría de Energía (noviembre 2006).
1
Ente Nacional Regulador del Gas, cuyas funciones son: a) Proteger adecuadamente los derechos de los consumidores; b) Promover
la competitividad de los mercados de oferta y demanda de gas natural, y alentar inversiones para asegurar el suministro a largo plazo;
c) Propender a una mejor operación, confiabilidad, igualdad, libre acceso, no discriminación y uso generalizado de los servicios e
instalaciones de transporte y distribución de gas natural; d) Regular las actividades del transporte y distribución de gas natural,
asegurando que las tarifas que se apliquen a los servicios sean justas y razonables de acuerdo a lo normado en la presente Ley; e)
Incentivar la eficiencia en el transporte, almacenamiento, distribución y uso del gas natural; f) Incentivar el uso racional del gas
natural, velando por la adecuada protección del medio ambiente; g) Propender a que el precio de suministro de gas natural a la
industria sea equivalente a los que rigen internacionalmente en países con similar dotación de recursos y condiciones. (art. 2º ley
24.076/1992)
Según datos de la Secretaría de Energía, al 31 de diciembre de 2005 Argentina contaba –hasta el fin de
la concesión de las empresas privatizadas– con 313.453,00 Mm3 (millones de m3)de reservas comprobadas2
de petróleo y 428.361 MMm3 (miles de millones de m3) de gas; lo que representa una disminución de las
reservas comprobadas con respecto al año 2004 del 15,04% y del 19,81% respectivamente. Y a la misma
fecha, contaba con 104.818,20 Mm3 de reservas probables de petróleo y 205 millones de m3 de gas,
representando una disminución del 30,52% y del 10,39%, respectivamente, de las reservas probables en
comparación con las existentes a fines del 2004, tal como puede observarse en el Cuadro 1. Un panorama
similar se presenta si además, tenemos en cuenta las reservas probadas y probables hasta el fin de la vida útil
de los yacimientos, tal como se muestra en el Cuadro 2. Es decir, que al nivel de producción de 2005 las
reservas probadas de petróleo estarían agotadas en 10 años y las de gas natural en 12 años.
Cuadro 1: Reservas comprobadas y probables de Petróleo y Gas hasta el fin de la Concesión (al 31-Dic-2005)
Reservas
Comprobadas
Petróleo
Gas
(Mm3)
(MMm3)
Probables
Petróleo
Gas
(Mm3)
(MMm3)
Año 2005
313.453,64
428.361,96
104.818,20
205.357,25
Año 2004
COMPARACION 2005 vs 2004
(%)
368.923,00
534.217,00
150.869,00
229.164,00
-15,04
-19,81
-30,52
-10,39
Fuente: En base a datos Secretaría de Energía (agosto de 2006).
Cuadro 2: Reservas comprobadas y probables de Petróleo y Gas hasta el fin de la vida útil de los Yacimientos
(al 31-Dic-2005)
Reservas
Comprobadas
Petróleo
Gas
(Mm3)
(MMm3)
Probables
Petróleo
Gas
(Mm3)
(MMm3)
Año 2005
349.096,44
438.950,79
153.324,80
248.856,40
Año 2004
COMPARACION 2005 vs 2004
(%)
393.972,00
541.857,00
156.441,00
262.776,00
-11,39
-18,99
-1,99
-5,30
Fuente: En base a datos Secretaría de Energía (agosto de 2006).
Atendiendo a la distribución porcentual de las reservas en las provincias petroleras –de las cuales diez
integran la OFEPHI3– se advierte que Chubut posee el 34% de las reservas comprobadas de petróleo,
seguida de Neuquén (21%), Santa Cruz (20%) y Mendoza (12%); esta importancia se sigue manteniendo en
las reservas probables de petróleo: Chubut (27%), Neuquén (20%), Santa Cruz (18%) y Mendoza (12%). De
las reservas comprobadas de gas sólo la Provincia de Neuquén posee el 42%, Salta (17%), Tierra del Fuego
y el Estado Nacional el 11% cada una. Las reservas probables de gas se distribuyen de la siguiente manera:
2
Reservas: Son aquellas cantidades de petróleo que se espera recuperar, a partir de acumulaciones conocidas y a una fecha
determinada. Las reservas comprobadas son aquellas cantidades de petróleo que de acuerdo al análisis de datos geológicos y de
ingeniería, pueden ser estimadas con razonable certeza sobre la base de ser comercialmente recuperables, a partir de una fecha dada,
de reservorios conocidos, bajo condiciones económicas determinadas, métodos operativos y reglamentaciones gubernamentales. Con
el término “razonable certeza”, se intenta expresar el alto grado de confiabilidad que tienen las cantidades a ser recuperadas, y en este
contexto, cuando son empleados procedimientos probabilísticos, ello implica un nivel de confiabilidad de por lo menos el 90 %. Las
reservas probables son aquellas reservas, no comprobadas, que sobre la base del análisis de los datos geológicos y de ingeniería, se
estima como más probables que sean comercialmente recuperables, a que no lo sean. En este contexto, cuando se han utilizado
procedimientos probabilísticos, el término “probable” implica un nivel de confiabilidad de reservas comprobadas más reservas
probables de por lo menos el 50 %. [Anexo I de la Resolución Nº 482/98 (B.O. 9/10/1998)].
3
La Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI) se encuentra formada por representantes de las
provincias de Jujuy, Formosa, Salta, Mendoza, La Pampa, Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego. Dicha
organización tiene como objetivo ser el foro de análisis y reflexión de la política de desarrollo petrolero de la Argentina. En la
reunión del 24 de mayo de 2006, se reafirmó la decisión de rescatar a la OFEPHI como principal protagonista en la tarea de coordinar
entre Nación y provincias el tratamiento de este recurso no renovable. El actual presidente de la OFEPHI es el Gobernador de la
Provincia de Mendoza, Julio Cobos.
Neuquén (35%), Estado Nacional4 (25%), Salta (17%), Santa Cruz (12%) y Tierra del Fuego (7%), tal como
se muestra en el Cuadro 3 y Gráfico 2. Dichas tendencias se mantienen al considerar el fin de la vida útil de
los yacimientos (ver Cuadro 4, y Gráfico 3).
Cuadro 3: Reservas comprobadas y probables de Petróleo y Gas por Provincia
hasta el fin de la Concesión (al 31/12/2005)
Reservas
Comprobadas
Provincia
Petróleo
Probables
Gas
Petróleo
Gas
FORMOSA
0%
0%
0%
0%
JUJUY
0%
0%
0%
0%
17%
SALTA
3%
17%
4%
MENDOZA
12%
3%
12%
1%
NEUQUEN
21%
42%
20%
35%
LA PAMPA
2%
0%
0%
0%
RIO NEGRO
5%
1%
6%
1%
CHUBUT
34%
6%
27%
1%
SANTA CRUZ
20%
9%
18%
12%
2%
11%
4%
7%
TIERRA DEL FUEGO
ESTADO NACIONAL
TOTAL PAIS
2005
1%
11%
10%
25%
100%
100%
100%
100%
Fuente: Elaboración propia en base a datos Secretaría de Energía (de agosto 2006)
En este sentido, y adhiriendo a las aportaciones de Kozulj (2005; pp. 31), en ausencia de un marco
legal que obligue a las empresas invertir en exploración, o bien permita hacerlo al Estado en las áreas
privatizadas bajo concesión, el país corre un serio riesgo de quedarse sin petróleo y gas para el futuro y pasar
a depender de un modo creciente de las importaciones de Bolivia.
Gráfico 2
Reservas com probadas y probables de Petróleo y Gas hasta el final
de la Concesión por Provincia
(Al 31/12/2005)
200000
180000
160000
140000
120000
100000
80000
60000
40000
20000
0
O
L
O
T
Z
Y
EN
ZA
SA
P A EGR
TA
NA
EG
BU CRU
JU
Q U PAM
DO
AL
MO
FU ACIO
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JU
HU
U
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S
R
A
E
L
C
E
E
N
M
FO
NT
LA
RIO
ON
T.D
SA
AD
T
ES
PETROLEO_Comprobadas (Mm3)
GAS_Comprobadas (MMm3)
PETROLEO_Probables (Mm3)
GAS_Probables (MMm3)
Fuente: En base a datos de la Secretaría de Energía (de Agosto de 2006).
4
Quien tiene el dominio de áreas off shore en la Cuenca Marina Austral 1 y Magallanes (área compartida entre Santa
Cruz, Tierra del Fuego y el Estado Nacional).
Pero además, si se considera el agotamiento total (ver Cuadro 4 y Gráfico 4) de las reservas probadas
de estos recursos naturales no renovables dentro de 10 y 12 años, la drástica disminución de la cantidad de
pozos de exploración registrada en los últimos años, el aumento casi sin interrupciones de la producción (ver
Gráfico 4), la alta dependencia de los hidrocarburos en la matriz de consumo energético por fuentes de
energía primaria (en torno al 90%), así como también en la de suministro eléctrico, y además los
compromisos de exportaciones a Chile, Uruguay y Brasil, es posible detectar que el país se encuentra frente a
una futura crisis energética de tipo estructural.
Cuadro 4: Reservas comprobadas y probables de Petróleo y Gas por Provincia
hasta el fin de la Vida Útil de los yacimiento (al 31/12/2005)
Reservas
Comprobadas
Provincia,
Petróleo
Probables
Gas
FORMOSA
0%
JUJUY
SALTA
Petróleo
Gas
0%
0%
0%
0%
0%
0%
2%
17%
3%
15%
MENDOZA
13%
3%
8%
1%
NEUQUEN
20%
43%
19%
35%
LA PAMPA
3%
0%
0%
0%
RIO NEGRO
6%
1%
5%
1%
CHUBUT
32%
6%
37%
5%
SANTA CRUZ
21%
9%
18%
12%
T.DEL FUEGO
2%
11%
3%
7%
ESTADO NACIONAL
TOTAL PAIS
2005
0%
1%
11%
7%
24%
100%
100%
100%
100%
Fuente: Elaboración propia en base a datos Secretaría de Energía (de agosto 2006)
Gráfico 3
Reservas comprobadas y probables de Petróleo y Gas por Provincia
hasta el fin de la vida útil de los yacimientos
(Al 31-Dic-2005)
200000
180000
160000
140000
120000
100000
80000
60000
40000
20000
0
A
OS
M
R
FO
JU
JU
Y
L
EN
A
ZA
RO
UT
UZ
GO
PA
NA
LT
QU
EG
UB
UE
DO
CR
IO
AM
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F
H
N
C
SA
P
A
C
O
NE
EL
NA
ME
NT
LA
RI
O
SA
T.D
D
TA
ES
PETROLEO_Comprobadas (Mm3)
GAS_Comprobadas (MMm3)
PETROLEO_Probables (Mm3)
GAS_Probables (MMm3)
Fuente: Secretaría de Energía, Agosto de 2006.
Gráfico 4
KTEP
Producción Petroleo y Gas
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1996
1997
1998
1999
2000
Producción Gas natural
2001
2002
2003
2004
2005
Producción Petroleo
Fuente: Elaboración propia en base a datos Secretaría de Energía (noviembre 2006).
En consecuencia, la problemática tributaria de la actividad en materia de hidrocarburos en Argentina
constituye un fenómeno complejo debido a la naturaleza particular del negocio. He aquí la importancia que
retoma el debate de cómo participa el Estado Nacional y las provincias en la renta petrolera o con qué
instrumentos cuenta para financiar el desarrollo de los recursos hidrocarburíferos, en donde además cobra
vigencia el análisis de los pagos al Estado (“Government revenue take”) y del sistema tributario vigente
respecto de estos recursos naturales no renovables, y la congruencia (o no) de la política tributaria con la
evolución de este sector en la economía y en las finanzas públicas del país.
2. Problemática tributaria en materia de hidrocarburos5.
Para poder comprender los aspectos tributarios involucrados en la problemática de los recursos
naturales no renovables, como es el caso de los hidrocarburos, es necesario detenerse en las características
particulares6 de la explotación de estos recursos que no son ni serán renovables ni por el hombre ni la
naturaleza, por lo cual la compensación que cabe al Estado por su explotación merece un tratamiento
especial. Considerándolos como bienes de capital, su agotamiento tiene directa incidencia sobre sus precios y
el reparto de la renta económica que produce su explotación.
Por otra parte, la variable de “inversión de riesgo” que se llevan consigo las actividades extractivas de
los recursos no renovables, reviste especial interés para la política económica de un país, y que se encuentra
directamente vinculada con el tratamiento de las condiciones de distribución de la renta económica del
recurso entre el Estado y los particulares encargados de la explotación. Por ello, la política tributaria debe
Este epígrafe ha sido elaborado en base a las aportaciones de Enrique Scalone (2004; pp. 533-593): “Impuesto sobre los recursos
naturales no renovables”.
6
Según Jorge Macón (1986), las características de la explotación de los recursos naturales no renovables se pueden sintetizar en las
siguientes: a) Alto grado de incertidumbre respecto de la rentabilidad esperada en cada descubrimiento de un yacimiento. b) Largo
periodo de maduración desde el inicio de la investigación hasta su descubrimiento y desde este momento hasta la etapa de producción
en que se dan los primeros ingresos económicos. c) Inestabilidad de los precios internacionales en el periodo en que el inversor tiene
a su cargo la explotación y en el que es muy grande la incertidumbre respecto de aquellos. d) El grado de error en la evaluación del
riesgo geológico, las técnicas de estimación del volumen de reservas y sus características en cuanto a la calidad del recurso y acceso
a éste; aspectos que pueden convertir un proyecto aparentemente rentable en fracaso o en gran éxito. e) El riesgo político de la acción
del Estado como ser la posibilidad de una expropiación o nacionalización. Antes de la exploración, cuando la incertidumbre sobre la
existencia de reservas es alta, el poder de negociación se centra en las compañías productoras por su potencial competitivo,
tecnología e inversión, pero descubierto y extraído el producto, el poder del gobierno y su presión para renegociar condiciones más
favorables de los términos del contrato suele tornarse irresistible; pero puede ocurrir que este poder se revierta hacia las empresas
cuando las reservas empiezan a agotarse y ante exigencias excesivas del gobierno amenacen con retirarse del proyecto sin que este
último cuente con medios para realizar la explotación o la imposibilidad de sustituir en el negocio a otras empresas.
5
necesariamente tener en consideración los límites económicos a los que la actividad se encuentra sujeta para
determinar un nivel adecuado de participación estatal en su renta.
En este sentido, tal como señala Scalone (2004; pp. 546), el Estado tendrá derecho a participar en la
renta económica derivada de la explotación del recurso sobre la base de dos justificaciones diferentes: a) el
derecho a recibir compensación por la pérdida gradual de las reservas de recursos naturales no renovables
que pertenecen a su dominio de las reservas que pertenecen a su dominio, como consecuencia de su
explotación con fines comerciales; y b) el resultado del ejercicio de su poder de imperio para la aplicación de
cargas de índole tributaria sobre las distintas manifestaciones derivadas de dicha explotación; es decir, las
exteriorizaciones de la capacidad contributiva, tales como la renta, el patrimonio, los consumos o las
operaciones de negocio. Por tanto, nos encontramos a un doble rol del Estado: uno como propietario de los
recursos no renovables o de los derechos sobre ellos, y otro, el de sujeto legitimado por la sociedad para el
ejercicio coercitivo del “poder de imperio” para la aplicación de tributos.
Por tanto, parte de “la porción del Estado” (“government revenue take”) sobre la renta global derivada
de los recursos no renovables, hace referencia a la porción de la renta económica del recurso que toma el
Estado para sí, en su doble condición de “Estado propietario” y “titular del poder tributario”. En estos pagos,
la retribución que éste pretende del sector privado por la explotación del recurso natural no renovable
constituye “la porción del Estado” que está compuesta por dos elementos: a) El elemento retributivo o
convencional por el agotamiento del recurso (regalías) y b) el elemento contributivo o tributario (impuestos).
En el primer elemento, la causa del pago no está en la capacidad contributiva; en el segundo, sí lo está, y se
aplican todos los principios tributarios. Desde el enfoque de la política económica de una nación, un
gobierno debe medir cuidadosamente que dicha “porción del Estado” asegure la continuidad de la actividad y
torne económicamente viables las inversiones de capital necesarias para la exploración de nuevas reservas
probadas y probables que prolonguen la existencia del recurso en condiciones técnicas y económicamente
explotables.
Los “pagos al Estado” pueden revestir dos formas, con distintos fundamentos económicos y naturaleza
jurídica: los pagos convencionales y los pagos coercitivos. En los primeros, los pagos al Estado pueden
variar según la etapa del proceso de producción al cual ellos estén referidos; entre los cuales se pueden
mencionar los siguientes: a) Bonos licitatorios; b) Cánones o derechos de explotación; c) Regalías de
producción; cuyas características principales pueden observarse en el Cuadro 5. En cambio, los pagos
coercitivos al Estado, son aquellos pagos impuestos por el poder estatal –nacional o subnacional– en el
ejercicio de su poder de imperio y cuyo fundamento se basa en la capacidad de pago de las empresas
productoras de los recursos no renovables; es decir, bajo el carácter clásico de “tributos”, que emanan de la
ley y cuya aplicación se enmarca en los principios generales de la tributación.
Cuadro 5: Pagos convencionales al Estado.
Instrumentos
Características principales
 Constituyen una prestación financiera al Estado que
Bonos licitatorios (bonus payments)
contribuye a completar los requisitos para la
adquisición de derechos sobre el recurso.
 Es un ingreso fijo para el Estado, generalmente
establecido a través de una licitación que determina su
monto.
Implica que el inversor es quien asume el riesgo de: a)
que el proyecto pudiera no resultar comercialmente
explotable, b) que futuros gobiernos cambien las
condiciones fiscales.
 Se pagan durante la prospección y exploración para
Cánones o derechos de explotación
la búsqueda de reservas o depósitos naturales.
Establecidos, generalmente, sobre la base de la
superficie de terreno sujeta al permiso de exploración.
 Corresponde a la etapa de explotación del recurso que
Regalías
lleva a la producción de unidades extraídas para su
comercialización.
Se calculan generalmente sobre el volumen o sobre el
valor real de la producción comercializada o a valores de
mercado, más los cánones por superficie en explotación.
Fuente: Elaboración propia
Los pagos convencionales al Estado constituyen una obligación de contraprestación, de sometimiento
de carácter voluntario, que se asume como contrapartida por la adquisición de derechos de exploración y
explotación de un recurso natural. Se trata de una vinculación contractual, regida por el derecho
administrativo, mas no constituyen tributos por no reunir las características propias de estos últimos; por
tanto, constituyen ingresos públicos no tributarios derivados del cumplimiento de cláusulas contractuales o
licitatorias aplicables (Scalone, 2004: pp. 565)
Por otra parte, según el autor antes mencionado, entre los pagos coercitivos al Estado, es decir, los
tributos propiamente dichos que usualmente recaen sobre la actividad extractiva se pueden mencionar los
siguientes:
a)
b)
c)
d)
La imposición a la renta, bajo alguna de sus formas o modalidades;
La imposición patrimonial o sobre la riqueza minera;
Los derechos de importación sobre bienes de capital e insumos intermedios; y
Los impuestos indirectos, ya sea sobre la producción primaria o sobre los productos finales
derivados de su elaboración.
No obstante, en nuestra opinión, habría que agregar un tributo más, dada su importancia creciente
sobre el sector de hidrocarburos, como lo es en el caso de Argentina en los últimos años, nos referimos a los
“derechos de exportación”.
Si bien no cabe duda de la plena legitimidad del poder tributario del estado sobre la explotación de
los recursos no renovables, el análisis de las normas aplicadas al respecto en los diferentes países revela una
gran heterogeneidad en el tratamiento fiscal de la actividad.
Por otra parte, la experiencia comparada internacional permite observar diferentes criterios que los
países petroleros han seguido en materia de asignación de las potestades en la explotación de estos recursos
no renovables, con soluciones diferentes según se trate de países unitarios o federales, y aún con diferencias
dentro de cada uno de ellos, entre las que es posible distinguir: descentralización total, centralización total,
poderes/potestades concurrentes y coparticipación7.
No obstante, lo que se puede advertir en la gran mayoría de los países es el esfuerzo de las
legislaciones por cumplir con los dos objetivos de política fiscal que generalmente son tenidos en cuenta para
el tratamiento de esta actividad: pautas de racionalidad que conduzcan a una imposición equitativa –en
relación con las restantes actividades económicas del país–, y una presión tributaria que contemple la
necesidad de atender la utilidad pública que deriva de tornar económicamente viables los proyectos, todo ello
con el objetivo de maximizar los beneficios de la comunidad para la comunidad.
Por tanto, en el próximo epígrafe analizaremos con qué instrumentos tributarios cuenta Argentina para
alcanzar la renta económica de la explotación del sector de hidrocarburos.
3.
La imposición sobre hidrocarburos en Argentina.
En lo que respecta a cuestiones regulatorias, las reformas en el área petrolera abarcaron: a) El retiro de
la concesión de áreas de exploración pertenecientes a la empresa estatal, posibilitando la entrega de las
mismas en concesión a empresas privadas; b) Libre disponibilidad del crudo por parte de las empresas
privadas, autorizadas a exportar e importar sin restricciones crudo y derivados; c) Equiparación de los
precios internos con los internacionales; e) Libre adquisición del crudo para refinerías; f) Regulación del
empleo de ductos y otros medios de transporte de la petrolera estatal para facilitar el uso de terceros. g)
Oportunidad de instalar nuevas refinerías y bocas de expendio final de combustibles.
7
En un estudio el FMI (2002) ha analizado la situación de más de 40 países, y entre los más destacados la asignación de potestades
en la explotación del petróleo, la situación es la siguiente: a) Países Unitarios con Centralización: Argelia, Averiaban, Bahrein,
Indonesia, Irán, Irak, Kwait, Libia, Noruega, Omán, Qatar, Arabia Saudita, Reino Unido, Yemen; b) Países unitarios con
coparticipación: Ecuador, Indonesia, Kazajstán; c) Países federales con descentralización: Emiratos Árabes Unidos; d) Países
federales con concurrencia: Canadá , Estados Unidos; d) Países federales con coparticipación: Colombia, México, Nigeria, Rusia y
Venezuela.
Por su parte, la industria del gas natural se encuentra organizada en tres segmentos bien diferenciados:
producción, transporte y distribución. La producción del gas natural es una actividad desregulada: los
productores exploran, extraen y comercializan libremente el gas y el transporte y la distribución del gas por
redes constituyen servicios públicos regulados y las empresas licenciatarias que los prestan están sujetas a la
jurisdicción de contralor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Por tanto, se encuentran
segmentadas “verticalmente” las actividades de transporte y distribución de gas natural, estableciéndose
incompatibilidad de funciones, por lo que rige el criterio de que, a excepción de las redes de abastecimiento
exclusivo, ningún actor de la cadena puede tener control simultáneo en más de un proceso –producción,
transporte y distribución– y además los transportistas no pueden comprar ni vender gas natural.
En el ámbito del transporte y la distribución, se procedió a una segmentación “horizontal” de las
actividades. La red troncal de gasoductos es operada por las empresas Transportadora de Gas del Norte
(TGN) y Transportadora de Gas del Sur (TGS), sobre la base de monopolios regionales, y en cuanto a la
distribución, operan ocho empresas licenciatarias en el sector8. Por su parte, el artículo 34 de la ley 24.076
establece limitaciones que impiden la integración vertical de la industria gasífera, a fin de impedir posiciones
monopólicas e incentivar la competencia9.. En estas condiciones se configura un mercado mayorista, en el
que se pactan las condiciones de compraventa del gas entre productores o distribuidores y/o grandes usuarios
y/o comercializadores; y un mercado minorista en que se realizan las transacciones entre distribuidores y
usuarios finales. La oferta destinada a abastecer el servicio público se considera “de interés general” y los
precios derivan del comportamiento de la oferta y la demanda.
En la actualidad, la producción, captación y tratamiento de petróleo y gas natural se rigen por la Ley de
Hidrocarburos (Ley 17.319).
3.1. Potestad en la explotación de hidrocarburos.
En las actividades de exploración y explotación de los recursos naturales, no es lo mismo el dominio
originario –carente de naturaleza real y contenido patrimonial– en cabeza del Estado, que el dominio útil en
cabeza de los concesionarios. En virtud de su dominio originario el Estado puede regular el destino de la
propiedad subterránea mediante el otorgamiento a particulares de concesiones a los efectos de su exploración
y explotación, controlarlos y percibir ciertos tributos sobre el producido. De donde resulta que las minas
pertenecen al Estado en el sentido jurisdiccional, no en calidad de dueño, sino a los fines del ejercicio de
“una jurisdicción, una potestad de administración y de vigilancia que ..., [a] lo sumo, lo habilitan para dar
permisos, otorgar concesiones, efectuar registros, controlar a los permisionarios y concesionarios y percibir
ingresos. El asunto es, entonces, de mera distribución de competencias o adjudicación de potestades”
(Piffano, 2003: pp. 43).
8
Licenciatarias del Servicio de Distribución de Gas: Gasnor S.A., Gasnea S.A., Distribuidora de Gas del Centro S.A., Litoral Gas
S.A., Distribuidora de Gas Cuyana S.A., Gas Natural Ban S.A., Metrogas S.A., Camuzzi Gas, Pampeana S.A., Camuzzi Gas del Sur
S.A.
9
Si bien el marco regulatorio dispuso límites a la integración vertical, en la práctica las empresas lograron establecer fuertes grados
de integración. Es de destacar, en principio, que en las dos zonas de distribución más importantes (Metrogas y BAN), que cubren el
abastecimiento de la Ciudad de Buenos Aires y su conglomerado urbano conocido como el Gran Buenos Aires, Repsol–YPF
participa de un modo significativo. Por otra parte, si bien el marco regulatorio establece el carácter de servicio público de la actividad
de distribución y la obligación de suministro, las inversiones de expansión, tanto en transporte como en distribución, no revisten
carácter obligatorio. Por el contrario, se basaron en el supuesto de que el incentivo de rentabilidad garantizaría por sí mismo la
expansión del sistema en tanto las empresas se verían beneficiadas por la ampliación del mercado. Las únicas inversiones
obligatorias fueron establecidas en los pliegos de licitación tratándose de inversiones menores destinadas a mejorar la seguridad y
calidad del servicio. El sistema de transporte se expandió tanto para el mercado interno como externo y las redes de distribución
crecieron al ritmo de la demanda solvente. Sin embargo, mientras que las inversiones en nuevos gasoductos se realizaron
prácticamente sólo para abastecer los mercados externos desarrollados desde 1996, en el caso del mercado interno la expansión de la
capacidad de transporte se realizó aumentando la potencia de compresión del sistema de los gasoductos preexistentes. Las redes de
distribución crecieron básicamente mediante el financiamiento parcial de los usuarios. [Kozulj, R., 2005: pp. 19]
En un país federal como el caso de Argentina, es necesario cómo se encuentra esa distribución de
competencias o de potestades. En este sentido, la Ley Nº 17.31910, establece que:







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


Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República
Argentina y en su plataforma continental, pertenecen al Estado Nacional.
El Poder Ejecutivo Nacional es el designado para fijar la política nacional con respecto a las
actividades de exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de los
hidrocarburos, teniendo como objetivo principal satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país
con el producido de sus yacimientos, manteniendo reservas que aseguren esa finalidad.
Se incorpora a las empresas privadas o mixtas a las actividades de explotación, explotación,
industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos.
El Poder Ejecutivo puede otorgar permisos de exploración y concesiones temporales de explotación
y transporte de hidrocarburos. Estos concesionarios tienen el dominio sobre los hidrocarburos que
extraigan pudiendo comercializarlos junto con sus derivados.
Se reconoce a las provincias en cuyos límites se exploten los hidrocarburos, una participación en el
producto de dicha actividad, de acuerdo a lo que el Estado Nacional perciba en concepto de regalía.
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%
(doce por ciento), que el Poder Ejecutivo podrá reducir hasta el 5% (cinco por ciento) teniendo en
cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos. Será percibida en efectivo o en
especie.
El Estado Nacional debe destinar al desarrollo de Tierra del Fuego un porcentaje de la regalía que
perciba por la explotación de hidrocarburos ubicados en dicho territorio.
Los permisos de exploración son otorgados por el Poder Ejecutivo.
Los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación, están sujetos al régimen
fiscal que rige para toda la República, con particularidades.
El titular de un permiso de exploración paga anualmente un canon por adelantado.
Las empresas estatales abonan al Estado Nacional, en efectivo, el 12% del producido bruto en boca
de pozo de los hidrocarburos que extraigan de los yacimientos ubicados en las áreas reservadas a
dichas empresas.
El órgano de aplicación de la ley es la Secretaría de Estado de Energía y Minería o los organismos
que dentro de su ámbito se determinen.
Pueden ser cedidas a las Provincias aquellas zonas de explotación (yacimientos) abandonadas o de
escasas reservas, sin el pago del derecho de explotación. Las Provincias deciden su explotación
directamente o en asociación con empresas privadas nacionales o extranjeras. (Decreto
Reglamentario N° 1055/89).
Las provincias productoras de hidrocarburos son consideradas hábiles para participar y ser
adjudicatarias en los concursos de áreas de su territorio.
Pueden ser cedidas a las Provincias dentro de cuyo territorio se encuentren aquellas zonas de
explotación (yacimientos) abandonadas o de escasas reservas, sin el pago del derecho de
explotación. Las Provincias deciden su explotación directamente o en asociación con empresas
privadas nacionales o extranjeras.
Esto fue así hasta la sanción de la Ley N° 24.14511 denominada de “Federalización12 de
Hidrocarburos13”, se revierte en forma considerable la situación. En efecto, esta ley dispone que:

10
Se transfiere el dominio público de los yacimientos del Estado Nacional a las provincias en cuyos
territorios se encuentren, incluyendo los situados en el mar adyacente a sus costas hasta una distancia
de Doce (12) millas marinas medidas desde las líneas de base. Dicha transferencia tendrá lugar
cuando se haya cumplido lo establecido en el Artículo 22 de la ley14, salvo en los siguientes casos, en
los que tiene lugar a partir del vencimiento de los respectivos plazos legales y/o contractuales:
Ley Nº 17.319 (B.O. 30/06/1967). Hasta el 30/11/2006 dicha ley ha sido complementada y/o modificada por 156 normas.
B.O. 06/11/1992.
12
También denominada “Ley de Provincialización de Hidrocarburos”.
13
Que modifica a la Ley Nº 17.319 para adecuarla a este nuevo régimen.
14
La transferencia del dominio dispuesta por el Artículo 1º de esta ley, se perfeccionará después de sancionada y promulgada la ley
cuya elaboración se encomienda a la Comisión de Provincialización de Hidrocarburos por el Artículo 5º. En las áreas cedidas a las
11
a) El área asignada a YPF Sociedad Anónima para sus actividades de exploración y/o explotación
por sí, por terceros o asociada a terceros, que se consignan en el Anexo I y III de la ley;
b) Las concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas a empresas privadas de conformidad
a las disposiciones de las Leyes N° 17.319 y N° 23.696 y los Decretos N° 1.055/89, N° 1.212/89
y N° 1.589/89, vigentes a la fecha de entrada en vigor de la ley y que se detallan en Anexo II; y
c) Los permisos de explotación y concesiones de explotación que se otorguen en el futuro, como
consecuencia de la reconversión de contratos celebrados con respecto a áreas asignadas a YPF
Sociedad Anónima, que se consignan en los Anexos I y III de la ley. En el caso de las áreas que,
en el marco de la Ley N. 17.319, se encontraren comprendidas en cursos en trámite al momento
de promulgarse la ley, convocados con la finalidad de otorgar permisos de exploración o
concesiones de explotación, detalladas en el Anexo IV, y que no hubieren sido adjudicadas, la
transferencia de dominio se efectiviza al cumplirse con lo establecido en el Artículo 22 de la ley.



Continúan perteneciendo al Estado Nacional los yacimientos de hidrocarburos que se encontraren en
el territorio de la Capital Federal o en su jurisdicción sobre el lecho argentino del Río de la Plata,
como así también aquellos que se hallaren a partir del límite exterior del mar territorial, en la
plataforma continental o bien hasta una distancia de Doscientas (200) millas marinas medidas a
partir de las líneas de base.
En las áreas cedidas a las Provincias en virtud de lo establecido en el Artículo 20 15 del Decreto N°
1.055/89, la transferencia se perfecciona al momento de promulgarse la ley.
La Comisión de Provincialización de Hidrocarburos tiene a su cargo redactar el proyecto de Ley
Modificatoria de la Ley N° 17.319.
Esta situación se mantuvo vigente hasta la reforma de la Constitución Nacional de 1994, que en su
artículo 124 de la Constitución Nacional dispuso: “Corresponde a las provincias el dominio originario de los
recursos naturales existentes en su territorio”.
En este sentido, el Decreto del Poder Ejecutivo Nacional Nº 546/200316, del 6 de agosto de 2003,
faculta a los Estados Provinciales a otorgar permisos de exploración y concesiones de explotación,
almacenaje y transporte de hidrocarburos en sus respectivas jurisdicciones sobre aquellas áreas que reviertan
a las provincias, denominadas “en transferencia” por el decreto Nº 1995 de 1994 y sobre aquellas áreas que
se definan en sus planes de exploración y/o explotación por la propia Autoridad Provincial competente.
Es decir, que el artículo 124 de la Constitución Nacional y el Decreto Nº 546/2003, son el fundamento
y antecedentes del nuevo proyecto de ley en revisión –el cual se encuentra ingresado en la Comisión de
Energía y Combustibles17 de la Cámara de Diputados el 24 de noviembre del presente año para su estudio–
por la cual se modifica el artículo 1º de la Ley Nº 17.319 de hidrocarburos, sobre la pertenencia de los
yacimientos al patrimonio del Estado nacional o de los Estados provinciales.
A través del artículo 1º de este proyecto de ley –denominada “ley corta de hidrocarburos”– se sustituye
el artículo 1º de la Ley Nº 17.319, modificado por el artículo 1º de la Ley Nº 24.145, por el siguiente: “Los
yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su
Provincias en virtud de lo establecido en el Artículo 20 del Decreto Nº 1.055 del 10 de octubre de 1989, la transferencia establecida
en el Artículo 1º de la presente, se perfeccionará al momento de promulgarse esta ley.
15
Zonas de explotación abandonadas o de escasas reservas.
Este mismo decreto exige a las empresas permisionarias y concesionarias a mantener la obligación de brindar a la autoridad de
aplicación provincial correspondiente, toda la información sobre sus actividades que suministraban hasta el presenta y toda aquella
adicional que ésta les requiera, independientemente de continuar enviándola a la Secretaría de Energía del Ministerio de Planificación
Federal, Inversión Pública y Servicios. Además, manifiesta en su artículo 7º que será transferida a las provincias copia de todos los
datos primarios de exploración, explotación y transporte de hidrocarburos generados en los permisos y concesiones otorgadas hasta la
fecha, la documentación técnica y la información estadística que esté en su poder, relacionada con las áreas y los yacimientos
localizados en las mismas.
17
Ingresado desde el Senado de la Nación a la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados como “Expediente
0235-S-06”, el día 24/11/2006. En la iniciación de estudio (29/11/2006), se contó con la presencia del Gobernador de la Provincia de
Mendoza, Julio Cobos, en su carácter de presidente de la OFEPHI, donde dejó sentada la necesidad de aprobar “lo más pronto
posible” el proyecto de ley de hidrocarburos que transfiere los recursos a los estados provinciales y que cuenta con media sanción del
Senado de la Nación.
16
plataforma continental pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado nacional o del los
Estados provinciales, según el ámbito territorial en que se encuentren”.
Es decir, que a partir de la promulgación de dicha ley, las provincias asumirán en forma plena el
“ejercicio de 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 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.
Las regalías hidrocarburíferas correspondientes a los permisos de explotación y concesiones de
explotación de hidrocarburos –en vigor al momento de entrada en vigencia de la presente ley –se calcularán
conforme lo disponen los respectivos títulos –permisos, concesiones o derechos– y se abonarán “a las
jurisdicciones” a las que pertenecen dichos yacimientos.
Por su parte, el diseño de las políticas energéticas a nivel federal será responsabilidad del Poder
Ejecutivo Nacional. Además, se procederá a la transferencia a las jurisdicciones locales de todas aquellas
concesiones de transporte asociadas a las concesiones de explotación de hidrocarburos que transfieran en
virtud de esta ley.
Es decir, que 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”.
Por tanto, 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 sancionatorio18 previsto en la Ley Nº 17.319 y su reglamentación
3.1.1. Las regalías hidrocarburíferas.
Se define a la regalía como la detracción de un porcentaje del mineral extraído en boca de pozo o
boca-mina, según se trate o no, respectivamente de hidrocarburos, pagadero en especie y eventualmente
sustituible por pago en dinero.
Existen diversas posturas respecto a si la regalía es o no un tributo. Una postura mayoritaria sostienen
que la regalía19 es, en esencia, una renta del Estado y no un tributo, pero de efectos similares; la regalía es
independiente del impuesto a la renta, y ello ocasiona que la legislación extranjera de algunos países no las
aceptan para acreditarlas como “foreign tax credit” contra el impuesto a la renta en el país de residencia de
la empresa que realiza la explotación. Estas exclusivas características económicas deben ser tomadas en
cuenta por el diseñador de la política tributaria a la hora de crear un sistema fiscal adecuado al sector; pero
existe otra característica fundamental que afectará en un momento inevitable a la economía del país fuente de
tal riqueza natural: su agotamiento (Scalone; 204: pp. 564).
La naturaleza de la potestad regalista se ha buscado en que la misma es un “recurso fiscal”, es decir,
una retribución obligatoriamente establecida por el Estado que el explotador paga a éste por el agotamiento
de los yacimientos minerales sobre los que el primero tiene el dominio originario. Es la postura mayoritaria,
18
Sanciones de multa, suspensión en los registros, caducidad, y cualquier otra sanción prevista en los pliegos de bases y condiciones
o en los contratos.
19
Regalie en francés, royalty en ingles.
ya que carece de muchos de los caracteres distintivos de los tributos. En este caso, la potestad regalista recae
en la persona jurídica de derecho público que detente el dominio originario sobre el yacimiento, esto es, el
Estado Nacional o provincial según la norma respectiva (Piffano; 2003: pp. 50). En el caso de la
Constitución Nacional vigente, por el artículo 124, recae en las provincias como se señalara en el epígrafe
anterior.
Otra postura minoritaria, la asimila a un impuesto directo. En este sentido, se considera tal, aquél que
se recaude de sujetos inscriptos en un registro llevado por los órganos recaudadores, o aquél en el que el
obligado al pago sea quien en definitiva la soporte sin posibilitar su traslación, o aquél que recae sobre una
manifestación inmediata de riqueza. En este caso, la Constitución Nacional actual en su artículo 75 inciso 2,
establece que la potestad para el establecimiento de contribuciones directas y por tiempo indeterminado es
exclusiva y corresponde a las provincias.
Es importante recordar que la ley Nº 17.319 reconoce a las provincias en cuyos límites se exploten los
hidrocarburos, una participación en el producto de dicha actividad, de acuerdo a lo que el Estado Nacional
perciba en concepto de regalía (artículo 12). 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% (doce por ciento), que el Poder Ejecutivo podrá reducir hasta el 5% (cinco por ciento)
teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos. Será percibida en efectivo o en
especie (artículo 59).
En 1994, la nueva Constitución nacional transfirió el dominio originario sobre los yacimientos de
hidrocarburos a las provincias, y con él, la potestad regalista. Por tanto, de ser promulgada la nueva ley de
hidrocarburos (llamada “Ley corta”, en etapa de estudio por la Comisión de Energía y Combustibles de la
Cámara de Diputados, al 24 de noviembre de 2006), las regalías hidrocarburíferas correspondientes a los
permisos de explotación y concesiones de explotación de hidrocarburos –en vigor al momento de entrada en
vigencia de la presente ley –se calcularán conforme lo disponen los respectivos títulos –permisos,
concesiones o derechos– y se abonarán “a las jurisdicciones” a las que pertenecen dichos yacimientos.
En este contexto, es importante analizar la relevancia económica de las regalías como recurso de
financiamiento de los gobiernos provinciales de Argentina.
Incluidas las regalías dentro de los “recursos no tributarios” de las provincias –a diferencia de los
“recursos tributarios20”– se puede observar la existencia de asimetrías extremas entre las mismas, es decir,
entre las provincias que poseen recursos no renovables y las que no los tienen, tal como se muestra en el
Cuadro 6.
En los Cuadros 7 y 8 se muestra la evolución de las regalías desde 1997 a 2004 de las diez provincias
petroleras. De estos datos surge lo importante que son estos recursos en las provincias petroleras,
importancia que, excepto por la Provincia de Salta, se ha ido incrementando notoriamente desde el año 2000
(ver Cuadro 8). Para el año 2002 –y después de la devaluación– las regalías representaron el 25% de los
ingresos corrientes de las diez provincias petroleras. Asimismo, existen dieferencias entre ellas, tal como
puede observarse en el Cuadro 8 y Gráfico 5.
Componen los integrantes básicos de la estructura tributaria –“recursos tributarios”– de las provincias el Impuesto sobre los
Ingresos Brutos, Impuesto Inmobiliario, Impuesto Automotor y el Impuesto de Sellos. Las regalías forman parte de los “recursos no
tributarios”. Por otra parte, los “Ingresos Corrientes” se encuentra constituidos por los “recursos tributarios” más los “recursos no
tributarios”.
20
Cuadro 6: Regalías, recursos tributarios y no tributarios de las 24 jurisdicciones como porcentaje
de sus Ingresos Corrientes(año 2004)
Ingresos
corrientes
Provincia
Ciudad de Bs. As.
Buenos Aires
Catamarca
Córdoba
Corrientes
Chaco
Chubut
Entre Ríos
Formosa
Jujuy
La Pampa
L aRioja
Mendoza
Misiones
Neuquén
Río Negro
Salta
San Juan
San Luis
Santa Cruz
Santa Fe
Sgo. del Estero
Tucumán
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
Total Recursos
Tributarios
Recursos
Tributarios de
Origen
Provincial
Recursos
Tributarios de
Origen
Nacional
92
87
85
86
94
91
50
90
94
84
80
70
74
86
40
79
94
94
91
46
85
87
91
81
48
8
29
9
10
15
22
4
9
17
5
25
16
17
20
19
12
19
12
31
9
20
11
40
77
57
85
81
35
68
90
75
63
64
49
70
23
59
75
82
71
34
54
78
71
Recursos
No
Tributarios
Regalías
4
6
11
1
1
2
46
1
2
2
6
4
19
3
57
16
3
3
1
42
3
1
4
Tierra del Fuego
100
69
17
52
23
Total
100
83
32
51
9
Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Dirección Nacional de Coordinación Fiscal con las Provincias
0
0
5
0
0
0
44
0
1
0
3
0
17
1
55
13
2
0
0
37
0
0
0
18
6
Cuadro 7: Regalías e Ingresos Corrientes de las 10 Provincias Petroleras
Regalías/Ingresos
Año
Ingresos Corrientes
Regalías
Corrientes
1997
6.776.931
816.290
12%
1998
6.890.691
591.067
9%
1999
6.830.024
693.466
10%
2000
7.308.104
1.088.504
15%
2001
6.952.810
1.024.757
15%
2002
8.108.061
2.054.928
25%
2003
10.537.167
2.697.228
26%
2004
13.661.033
3.097.366
23%
Fuente: Elaboración propia en base a datos Dirección Nacional de Coordinación Fiscal con las Provincias
Por otra parte, el reconocimiento del dominio a las provincias sobre los recursos no renovables y por
tanto, el régimen descentralizado de la explotación de los hidrocarburos, plantea un conflicto evidente
dentro del esquema de distribución de recursos entre la Nación y las provincias, más si se tiene en cuenta que
las asimetrías regionales habrán de acentuarse y la situación de las propias provincias petroleras se verá muy
probablemente afectada por la volatilidad del precio internacional del petróleo (ver Gráfico 6 y Cuadro 9).
Ambos aspectos se verán incrementados hacia el futuro en la medida que nuevas áreas petroleras entren en
producción21 y hasta tanto el recurso no se agote.
21
Siendo decisión de cada provincia donde el yacimiento se encuentre.
Cuadro 8: Regalías como porcentaje de sus Ingresos Corrientes (de las 10 Provincias Petroleras)
Provincia
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Chubut
18%
10%
14%
23%
22%
44%
45%
Formosa
0%
0%
0%
1%
1%
1%
1%
Jujuy
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
La Pampa
2%
1%
1%
4%
4%
3%
4%
Mendoza
7%
4%
5%
9%
9%
22%
20%
Neuquén
37%
31%
35%
44%
43%
55%
58%
Río Negro
6%
4%
5%
10%
10%
18%
17%
Salta
4%
4%
4%
6%
4%
3%
2%
Santa Cruz
26%
18%
19%
22%
26%
34%
40%
Tierra del Fuego
12%
10%
12%
14%
14%
24%
21%
Fuente: Elaboración propia en base a datos Dirección Nacional de Coordinación Fiscal con las Provincias
Gráfico 5
Regalías principales Provincias Petroleras com o porcentaje de sus
Ingresos Corrientes
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Chubut
Formosa
Jujuy
La Pampa
Mendoza
Neuquén
Río Negro
Salta
Santa Cruz
Tierra del Fuego
Fuente: Elaboración propia en base a datos Dirección Nacional de Coordinación Fiscal con las Provincias
Gráfico 6
En miles de pesos corrientes
Regalías y Transferencias Nacionales (10 Provincias Petroleras)
8.000.000
7.000.000
6.000.000
5.000.000
4.000.000
3.000.000
2.000.000
1.000.000
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Total Rec. Tributarios Origen Nacional
Distribución Secundaria - Ley 23.548 y Modif.
Regalías
Fuente: Elaboración propia en base a datos Dirección Nacional de Coordinación Fiscal con las Provincias
2004
44%
1%
0%
3%
17%
55%
13%
2%
37%
18%
Cuadro 9: Transferencias nacionales y regalías de las diez provincias petroleras.
Años
Total Recursos
Tributarios Origen
Nacional
Distribución
Secundaria - Ley
23.548 y Modif.
1997
4.018.364
2.447.142
816.290
1998
4.133.784
2.604.949
591.067
1999
4.066.354
2.553.411
693.466
2000
4.120.130
2.641.435
1.088.504
2001
3.993.036
2.330.577
1.024.757
2002
3.746.128
2.118.946
2.054.928
2003
5.036.861
3.179.163
2.697.228
2004
7.049.239
4.922.491
3.097.366
Regalías
Fuente: Elaboración propia en base a datos Dirección Nacional de Coordinación Fiscal con las Provincias
Una posible solución como señala Piffano (2003; pp. 68), sería la constitución de un Fondo de
Estabilización y Ahorro, alimentado con parte de los recursos provenientes de las regalías, de forma de
asegurar que la volatilidad y el agotamiento del recursos no renovable, no implique –en el más largo plazo–
enfrentar conductas estratégicas de los gobiernos presionando sobre el fondo común coparticipable, por
cambios bruscos en el rendimiento del recurso a muy corto plazo, y luego nuevas presiones en el largo plazo
cuando se vea agotado el recurso, luego de una explotación acentuada del mismo. Implica, asimismo,
distribuir “intertemporalmente” el gasto financiado con el rendimiento del recurso, de forma de garantizar
una provisión estable de los servicios y bienes públicos a cargo del gobierno subnacional en beneficio de la
población presente. Por otra parte, y desde el punto de vista económico– las provincias petroleras deberían
destinar a sus Tesoros el “rendimiento del capital” que pueda constituirse con las regalías y no con el monto
mismo de dichas regalías; es decir, “la anualidad” que corresponda a los recursos –proveniente de las
regalías– invertidos a largo plazo22. El criterio de destinar a gasto corriente o consumo todo el rendimiento
del recurso no renovable, es simplemente destruir el capital en beneficio de la generación presente y
proyectando al más largo plazo una futura situación de debilidad fiscal importante, que muy seguramente
será planteada como exigencia al resto de los ciudadanos de otras provincias no petroleras.
Por otra parte, es importante realizar otro nivel de análisis en lo que respecta a la política fiscal
aplicada al sector de hidrocarburos, tal como propone el autor antes mencionado y es que, además de
considerar las regalías –que gravan al recurso en boca de pozo– debe considerarse el Impuesto a los
Combustibles Líquidos, que gravan los consumos de los derivados del petróleo (excepto gas oil, diesel oil y
kerosene). Si consideramos ambos, tal como se muestra en el Cuadro 10, se puede observar su importancia
relativa y evolución a partir de 1997.
Cuadro 10: El impuesto a los combustibles líquidos y las regalías. Participación relativa.
Participación (%)
Año
Impuesto a los
Combustibles
(miles de pesos)
Imp. Comb.
Regalías
1997
2.443.818
Regalías
838.320
Total
3.282.138
74,5
25,5
1998
2.325.354
624.609
2.949.963
78,8
21,2
1999
2.176.510
729.563
2.906.073
74,9
25,1
2000
2.153.615
1.124.596
3.278.211
65,7
34,3
2001
1.357.144
1.050.299
2.407.443
56,4
43,6
2002
1.678.478
2.085.790
3.764.268
44,6
55,4
2003
1.609.108
2.740.646
4.349.754
37,0
63,0
2004
1.652.659
3.168.164
4.820.823
34,3
65,7
Fuente: Elaboración propia en base a datos Dirección Nacional de Investigaciones y Análisis Fiscal, ME y
Dirección Nacional de Coordinación Fiscal con las Provincias
22
Este es el concepto de uso racional del recurso no renovable.
En el Gráfico 7 se puede observar que a partir del año 2001 se produce un cambio importante, pasando
a tener mayor importancia las regalías frente al impuesto a los combustibles líquidos. En el año 1997, este
último participaba en un 74,% y las regalías un 25,5%, modificándose de manera tal esta participación que
en el 2004 la misma se revierte de modo tal que el impuesto a los combustibles pasa a representar un 34,3%
y las regalías un 65,7%.
Gráfico 7
Importancia relativa del Impuesto a los Combustibles y las regalías
90,0
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
1997
1998
1999
2000
Imp. Comb.
2001
2002
2003
2004
Regalías
Fuente: Elaboración propia
Por otra parte, es importante destacar que el Impuesto a los Combustibles Líquidos es distribuido
entre las provincias petroleras y no petroleras atendiendo a distintas finalidades: a) Obras de Infraestructura
de las provincias; b) Dirección de Vialidad; c) Fondo Especial para el Desarrollo Eléctrico del Interior
(FEDEI) y d) Fondo Nacional de la Vivienda.
Como puede observarse en el Cuadro 12, el principal destino del Impuesto a los Combustibles
Líquidos ha sido hacia la construcción de viviendas (FO.NA.VI.), llegando a representar en promedio el 59%
de los fondos distribuidos en el período de enero a junio de 2006, en contraposición con que este tipo de
impuesto se encuentra justificado para financiar la construcción y mantenimiento de la red vial (25%).
Respecto de la distribución de dicho impuesto entre las provincias petroleras y no petroleras, en el
Cuadro 10 se puede observar las provincias que reciben mayor porcentaje de los fondos: Buenos Aires
(14,8%), Santa Fe (9,6%) y Córdoba (6,5%), otras reciben en torno al 4%, y las que reciben menos son las
provincias de Catamarca, La Pampa, La Rioja y Tierra del Fuego, en torno a un 2%.
Otro aspecto importante a destacar es la exención del impuesto a los combustibles líquidos a ser
utilizados en la zona sur del país y su estimación en los Gastos Tributarios; que para el año 2006 estos gastos
se estiman en 158 millones de pesos y en un 0,03% del PIB tal como puede observarse en Cuadro 11.
Cuadro 11: Gastos tributarios. Estimación de la exención del Impuesto a los Combustibles para loas años
2005-2007
2005
Gasto Tributario
Exención del impuesto para los
combustibles líquidos a ser utilizados en la
zona sur del país
Mill. De
pesos
2006
% PIB
Mill. De
pesos
2007
% PIB
Mill. De
pesos
139,8
0,03
158,7
0,03
164,3
Fuente: Elaboración propia en base a datos Dirección Nacional de Investigaciones y Análisis Fiscal, ME.
% PIB
0,02
Cuadro 12: Distribución del Impuesto a los Combustibles por Provincias y destino
(Acumulado de enero a junio de 2006, en miles de pesos corrientes)
IMPUESTO A LOS COMBUSTIBLES LIQUIDOS
LEY Nº 23.966 y Nº 24.699
Provincias
INFRAEST.
PROVINCIAL
VIALIDAD
PROVINCIAL
LEY Nº 24.464
F.E.D.E.I.
FO.NA.VI.
Total
distribuido
Porcentaje
distribuido por
Provincia
0,0
31675,1
1.030,5
45.840,8
78.546,4
14,8
Catamarca
1798,7
2736,9
1.007,2
6.639,0
12.181,8
2,3
Córdoba
5798,2
10310,4
667,4
17.862,0
34.638,0
6,5
Corrientes
2.427,5
3.745,5
845,0
15.648,9
22.666,9
4,3
Chaco
3.257,7
4.198,8
897,5
14.542,7
22.896,7
4,3
Chubut
1.032,8
4.107,1
941,1
10.116,5
16.197,5
3,1
Entre Ríos
3.188,4
5.110,6
772,5
12.329,6
21.401,1
4,0
Formosa
2.377,2
2.836,0
1.037,0
12.645,7
18.895,9
3,6
Jujuy
1.855,1
2.777,5
836,9
9.484,4
14.953,9
2,8
La Pampa
1.226,4
3.506,3
742,9
6.322,9
11.798,5
2,2
La Rioja
1.352,0
3.305,6
978,8
6.322,9
11.959,3
2,3
Mendoza
2.723,0
5.410,1
759,8
12.645,7
21.538,6
4,1
Misiones
2.157,0
5.884,0
1.104,4
14.858,8
24.004,2
4,5
Neuquén
1.133,3
4.195,9
872,7
13.594,2
19.796,1
3,7
Río Negro
1.647,7
3.440,8
810,9
14.226,5
20.125,9
3,8
Salta
2.503,0
4.147,9
829,6
12.645,7
20.126,2
3,8
San Juan
2.207,5
3.143,6
768,5
11.539,2
17.658,8
3,3
San Luis
1.490,4
2.796,7
752,7
11.539,2
16.579,0
3,1
Santa Cruz
1.032,8
6.189,4
1.059,5
10.116,5
18.398,2
3,5
Buenos Aires
20.176,4
11.922,2
667,4
17.862,0
50.628,0
9,6
Sgo. del Estero
2.698,1
3.579,6
889,9
13.594,2
20.761,8
3,9
Tucumán
3.106,7
4.742,0
685,4
13.278,0
21.812,1
4,1
805,5
2.228,8
779,0
8.377,6
12.190,9
2,3
65995,4
131990,8
19736,6
312033,0
529.755,8
100,0
12%
25%
4%
59%
Santa Fe
Tierra del Fuego
Total
Promedio
Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Dirección Nacional de Coordinación Fiscal con las Provincias
3.2. Imposición a la renta (Impuesto a las Ganancias).
El impuesto a la renta por la explotación de recursos agotables es parte importante en la estructura del
government revenue take y sus efectos económicos en el logro de objetivos de política económica.
En general, pocos son los países cuya tributación sobre los hidrocarburos está regida por el impuesto
general a la renta aplicable a las demás actividades económicas. En otros, junto al régimen general a la renta,
se establecen normas específicas para la actividad hidrocarburífera que en ocasiones, conducen a modificar
los resultados finales en términos de base imponible o aplicación de alícuotas diferentes para esta actividad.
Otros países utilizan, adicionalmente al impuesto a la renta, impuestos complementarios que buscan captar
aspectos cualitativos de la renta o una porción cuantitativa de ésta, en la medida en que exceda niveles
normales de rendimiento sobre la inversión. Son los llamados impuestos a las “superutilidades”.
En Argentina, la Ley Nº 17.319 de hidrocarburos, establece en su artículo56 inciso c, un impuesto
especial sobre la renta de los concesionarios productores de hidrocarburos, con normas particulares
exclusivas para el sector. Sin embargo, en la realidad nunca fue aplicado. Y posteriormente, los permisos y
concesiones otorgadas por el Estado al sector privado previeron expresamente la aplicación de la legislación
tributaria general y no este régimen especial contenido en la ley de hidrocarburos.
Por tanto, en Argentina, la actividad hidrocarburífera se rige por el impuesto general a la renta
denominado “Impuesto a las Ganancias23”. Son contribuyentes del impuesto –entre otros– las sociedades de
capital constituidas en el país –sociedades anónimas, de responsabilidad limitada, en comandita por acciones,
ciertos fideicomisos y fondos comunes de inversión– y los establecimientos estables ubicados en el país
pertenecientes a sujetos del exterior. La alícuota es del 35% aplicada a la ganancia neta sujeta a impuesto.
Los residentes tributan sobre su renta mundial. Por tanto, a efectos de evitar la doble imposición
internacional, se les otorga un crédito (“tax credit”) por los impuestos análogos efectivamente pagados en el
exterior sobre las rentas de fuente extranjera, hasta el monto del incremento de la obligación tributaria
originado por la inclusión de la ganancia obtenida en el exterior24. Los beneficiarios del exterior tributan
exclusivamente sobre sus rentas de fuente argentina, en general, mediante el procedimiento de retención con
carácter de pago único y definitivo.
Las utilidades distribuidas por estas sociedades –tanto a beneficiarios del país como del exterior–, a
través de dividendos o simplemente utilidades, se consideran no computables a los efectos del tributo; es
decir, constituyen resultados no gravados.
La deducción de pérdidas –quebrantos– se trasladan cinco años hacia delante, algunos de cómputo
libre y otros denominados específicos –con resultados de igual origen: por ejemplo, los quebrantos de fuente
extranjera, los de resultados de compra venta de acciones, etc.–. Por su parte, los quebrantos experimentados
a raíz de actividades vinculadas con la exploración y explotación de recursos naturales, desarrollados en la
plataforma continental25 y la zona económica exclusiva de la República Argentina –incluidas las islas
artificiales, instalaciones y estructuras establecidas en dicha zona– pueden compensarse con ganancias netas
de fuente argentina.
Una de las distorsiones notables en el impuesto a las ganancias es el sistema de depreciación
(amortización) lineal, que permite la deducción por amortizaciones en cuotas iguales durante, normalmente,
5, 10, 15, 20, 33 o 50 años, según la duración estimada del bien. Es decir, que la deducción admitida, desde
el punto de vista financiero y no solamente el contable, es insuficiente para cubrir el costo de la inversión, si
tienen en cuenta los intereses pertinentes a la demora de efectuar la deducción. Para atenuar el problema, tal
como señala Macón (2005; pp. 14), se sugiere la aplicación de sistemas de “depreciación acelerada”. Por otra
parte, es importante señalar que la propuesta de efectuar depreciaciones aceleradas no constituye un gasto
tributario, dado que el sistema de amortización normal en varios años es, por el contrario, una distorsión la
cual se pretende atenuar.
Por otra parte, es importante señalar que la ley del Impuesto a las Ganancias establece la aplicación de
“precios de transferencia26” a los siguientes casos: a) operaciones entre empresas vinculadas; b) operaciones
realizadas con países considerados de baja o nula tributación. Se sigue el principio de “Arm´s Length”
(OCDE), el cual está contenido en el 3º párrafo del artículo 14 de la ley.
La sanción de la Ley Nº 25.784 se introducen importantes modificaciones, entre ellas las relativas a
disposiciones de “precios de transferencia” y de las operaciones celebradas entre empresas vinculadas, tanto
locales como del exterior. Pero la modificación más importante es la relacionada con un método especial de
precios de transferencia para las exportaciones de commodities. En efecto, el artículo 15 reformado establece
que “cuando se trate de exportaciones realizadas a sujetos vinculados, que tengan por objeto cereales,
oleaginosas, demás productos de la tierra, hidrocarburos y sus derivados, y, en general, bienes con
cotización conocida en mercados transparentes, en las que intervenga un intermediario internacional que no
sea el destinatario efectivo de la mercadería, se considerará como mejor método a fin de determinar la renta
23
Ley de Impuesto a las Ganancias Nº 20.628, texto ordenado en 1997 por el decreto 649 y sus modificaciones.
Asimismo, es importante señalar que existen diversos Convenios Bilaterales para evitar la doble imposición, encontrándose en
vigor los celebrados con Alemania, Bolivia, Brasil Francia, Austria, Chile, Italia, Francia, Canadá, Finlandia, Suecia, Reino Unido de
Gran Bretaña e Irlanda del Norte, Bélgica; Dinamarca, Países Bajos; Australia, Noruega y Suiza.
25
Son áreas en la plataforma continental, en producción, parcialmente exploradas.
26
Normativa aplicables: Artículos 8 y 15 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, con las modificaciones introducidas por layes Nº
25.063, 25.239 y 25.784 (B.O. 22/10/2003), Decreto Nº 916 (B.O. 23/07/2004); la R.G. (A.F.I.P.) Nº 1122 [texto ordenado según RG
(A.F.I.P.) Nº 1918].
24
de fuente argentina de la exportación, el valor de “cotización” del bien en el mercado transparente del día de
la carga de la mercadería –cualquiera sea el medio de transporte–, sin considerar el precio al que hubiera sido
pactado con el intermediario internacional– que no sea el destinatario efectivo de la mercadería. Este
mecanismo funciona como una “regla de mínima”, pues la presunción legal opera cuando el precio de la
exportación pactada fuera menor; caso contrario, se respetará el valor de la concertación.
Por tanto, los métodos para fijar los precios de transferencia son los cinco establecidos en las
Directrices de la OCDE27 más este sexto método especial aplicado a las exportaciones de hidrocarburos y sus
derivados y otros productos primarios.
3.2. 1. Impuesto sobre los Activos Empresarios: Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta28.
Este impuesto aplicable en todo el territorio de la Nación Argentina, se determina sobre la base de los
activos valuados de acuerdo con la ley. Los sujetos del impuesto tributan sobre los bienes situados en el país
y sobre los bienes situados con carácter permanente en el exterior.
Son sujetos pasivos del impuesto – entre otros– las sociedades domiciliadas en el país; las asociaciones
civiles y fundaciones domiciliadas en el país; las empresas y explotaciones unipersonales ubicadas en el país,
pertenecientes a personas domiciliadas en el mismo; los fideicomisos constituidos en el país conforme a la
ley 24.441, excepto los fideicomisos financieros previstos en los artículos 19 y 20 de dicha ley; los fondos
comunes de inversión; los establecimientos estatales domiciliados o, en su caso, ubicados en el país.
La alícuota aplicable es del 1% sobre la base imponible del gravamen. El impuesto es pago a cuenta del
Impuesto a las ganancias. Los impuestos a las ganancias y sobre los Débitos y Créditos Bancarios pueden
tomarse como pagos a cuenta en este impuesto.
Los bienes del activo gravado en el país, cuyo valor sea igual o inferior a $200.000 (U$S 67.137) se
considera como mínimo exento, cifra que se incrementará cuando existan activos gravados en el exterior, en
el porcentaje que estos últimos representen del activo total. No se encuentran incluidos en la exención los
bienes que revisten el carácter de bienes de cambio o que se encuentren afectados en forma exclusiva a la
actividad comercial, industrial, agrícola, minera o forestal o de prestación de servicios inherentes a la
actividad del sujeto pasivo (bienes inexplorados).
Se encuentran exentos los bienes ubicados en Tierra del Fuego, Antártica e Islas del Atlántico Sur (Ley
19.640), y los bienes comprendidos en el régimen de inversión minera (Ley Nº 24.196).
27
Respecto de la utilización de los métodos que resulten más apropiados de acuerdo con el tipo de operación realizada, para la
determinación del precio de las transacciones, se entenderá por: a) Precio comparable entre partes independientes (CUP:
Compable Uncontrolled Price): al precio que se hubiera pactado con o entre partes independientes en transacciones comparables;
b) Precio de reventa entre partes independientes (RPM: Resale Price Method): al precio de adquisición de un bien, de la
prestación de un servicio o de la contraprestación de cualquier otra operación entre partes relacionadas, que se determinará
multiplicando el precio de reventa o de la prestación del servicio o de la operación de que se trate fijado entre partes
independientes en operaciones comparables por el resultado de disminuir de la unidad, el porcentaje de utilidad bruta que hubiera
sido pactado con o entre partes independientes en operaciones comparables. A tal efecto, el porcentaje de utilidad bruta resultará
de relacionar la utilidad bruta con las ventas netas; c) Costo más beneficios (CPLM: Cost Plus Method): al que resulta de
multiplicar el costo de los bienes, servicios u otras transacciones por el resultado de adicionar a la unidad el porcentaje de
ganancia bruta aplicado con o entre partes independientes en transacciones comparables, determinándose dicho porcentaje
relacionando la utilidad bruta con el costo de ventas; d) División de ganancias: a la que resulte de aplicar, para la asignación de
las ganancias obtenidas entre partes vinculadas, la proporción en que hubieran sido asignadas entre partes independientes, de
acuerdo con el siguiente procedimiento: (i) Se determinará una ganancia global mediante la suma de las ganancias asignadas a
cada parte vinculada involucrada en la o las transacciones. (ii) Dicha ganancia global se asignará a cada una de las partes
vinculadas en la proporción que resulte de considerar los activos, costos y gastos de cada una de ellas, con relación a las
transacciones que hubieran realizado entre las mismas; e) Margen neto de la transacción: al margen de ganancia aplicable a las
transacciones entre partes vinculadas que se determine para ganancias obtenidas por alguna de ellas en transacciones no
controladas comparables, o en transacciones comparables entre partes independientes. A los fines de establecer dicho margen,
podrán considerarse factores de rentabilidad tales como retornos sobre activos, ventas, costos, gastos o flujos monetarios. [
Artículo 21. 1º s/n incorporado a continuación del Decreto Reglamentario de la ley de impuesto a las ganancias]
28
Ley Nº 25.063, Título V y Decreto Reglamentario Nº 1533/1998.
3.3. El Impuesto al Valor Agregado29.
Se trata de un impuesto tipificado como IVA tipo consumo, estructurado por el método de sustracción
sobre base financiera y por la técnica de impuesto contra impuesto. El gravamen recae sobre todas las fases
del ciclo productivo y de distribución e impone de forma generalizada a las prestaciones de servicios. El
impuesto al valor agregado grava la venta de bienes muebles, las prestaciones de servicios u obras en
territorio nacional y las importaciones definitivas de cosas muebles. Las exportaciones se encuentran exentas
y existe un sistema de reintegro del crédito fiscal destinado a dichas exportaciones.
Son sujetos del impuesto quienes habitualmente vendan cosas muebles, realicen locaciones o
prestaciones gravadas y resulten prestatarios de las prestaciones realizadas en el exterior.
Por regla general la alícuota del impuesto que se aplica es del 21%; no obstante, se aplica una alícuota
reducida (10,5%) para la venta e importación de bienes de capital30, como así también la asimila al régimen
previsto para los exportadores de los saldos a favor que dichas transacciones puedan generar (bienes finales).
La alícuota se incrementa al 27% para los servicios fuera de domicilios destinados a vivienda, en el caso de
provisión de gas natural, energía eléctrica y aguas reguladas por medidor; tributando al 21% las tarifas
residenciales y al 27% las tarifas del sector industrial y comercial. En este sentido es importante destacar que
la presión impositiva total de los servicios domiciliarios (agua, electricidad, gas y teléfonos) se encuentra
alrededor del 30%, dado que el régimen impositivo de los sectores de infraestructura incorpora tanto
impuestos nacionales indirectos como el IVA, y provinciales como Ingresos Brutos (alrededor del 3%-4%) y
municipales (muy variables, pero en promedio en torno al 5%).
3.4.
Regímenes promocionales e incentivos a la inversión en el sector de hidrocarburos.
3.4.1.
Régimen promocional para la exploración y explotación de hidrocarburos.
Con la promulgación de la Ley Nº 26.15431 el 27 de octubre del presente año, se pretende promover el
desarrollo de reservas de petróleo y gas, a fin de acelerar el incremento en las inversiones en el upstream de
los hidrocarburos, a través de una serie de incentivos fiscales con el propósito de aumentar la superficie en
producción efectiva respecto a la superficie total de las cuencas sedimentadas que en estos momentos alcanza
sólo el 4%. Los incentivos consisten en:
a) Devolución anticipada del Impuesto al Valor Agregado (IVA) y amortización acelerada de los bienes
de capital nuevos a los efectos del cálculo del Impuesto a las Ganancias.
b) Los bienes pertenecientes a los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación
otorgados bajo el presente régimen, no integrarán la base imponible del Impuesto a la ganancia
Mínima Presunta establecido por la ley Nº 25.063, o el que en el futuro lo complemente, modifique o
sustituya, a partir de la fecha de adjudicación y hasta el tercer año inclusive posterior al otorgamiento
de la concesión de la explotación.
c) Los titulares de permisos de de exploración y concesiones de explotación de las áreas abarcadas por
este régimen, estarán exentos del pago de los derechos de importación y todo otro derecho, impuesto
especial, gravamen correlativo o tasa de estadística –con exclusión de las tasas retributivas de
servicios–, por la introducción de bienes de capital, o partes, o elementos componentes de dichos
bienes, que no se fabriquen en el país, y que fueren necesarios para la ejecución de actividades de
exploración comprendidas dentro del régimen de la presente ley.
Los beneficios relacionados con el IVA, Ganancias y los tributos de los bienes importados tendrán una
duración de 15 años para las áreas nuevas y de 10 años para las áreas actualmente asignadas.
29
Ley del Impuesto al Valor Agregado Nº 23.349 (texto ordenado en 1997 y sus modificaciones); y el Decreto Reglamentario Nº
692/1998.
30
También se aplica esta alícuota diferencial reducida al sector agropecuario –animales vivos, carnes, frutas, legumbres y hortalizas,
miel a granel, granos–; ciertos intereses y comisiones por préstamos otorgados por las entidades financiera, etc. (Artículo 28 ley
IVA).
31
Ley Nº 26.154 (B.O. 1/11/2006).
Las áreas actualmente no asignadas se licitarán u otorgarán por las Provincias respectivas o la Nación,
según corresponda, mediante la realización de Concursos Públicos o mediante las herramientas habilitadas
por la legislación de cada jurisdicción. Los Concesionarios actuales podrán poner en consideración de la
Secretaría de Energía una propuesta de subdivisión del área abarcada por la concesión, de forma tal que se
genere un área nueva que será alcanzada por los beneficios establecidos en esta ley. Estas áreas serán
asignadas por las Provincias respectivas o la Nación, según corresponda, mediante la realización de
Concursos públicos o mediante herramientas habilitadas por cada jurisdicción, debiéndose otorgar al actual
concesionario el derecho de preferencia a igualar la mejor oferta en el proceso establecido previamente.
3.4.2. Financiamiento del Impuesto al Valor Agregado a la Inversión32.
El objetivo es favorecer la compra o importación de bienes de capital que favorezcan el perfil
exportador del país a través de la disminución de la carga financiera asociada a la adquisición de los mismos.
Para neutralizar el impacto del Impuesto al Valor Agregado (IVA) sobre el costo de la inversión, la
Ley Nº 24.40233 establece un sistema que permite financiar el monto total del IVA pagado por las
adquisiciones de bienes de capital nuevos reduciendo el costo de financiamiento mediante el pago de un
porcentaje de los intereses pagados en créditos bancarios tomados para tal fin.
La retribución por parte del Estado Nacional no podrá exceder el monto del crédito otorgado34. Por
otra parte, los plazos máximos para la cancelación de los créditos acordados bajo este régimen varían de
acuerdo al sector: (i) Compras o importaciones de bienes de capital para las actividades mineras
exclusivamente: hasta cuatro años para nuevos proyectos y hasta dos años para emprendimientos en marcha.
(ii) Compras o importaciones de bienes de capital para todas las actividades –excluida la minería– hasta seis
años. (iii) Inversiones en obras de infraestructura física para la minería: hasta seis años.
El régimen es de aplicación para todas las compras, importaciones e inversiones realizadas hasta el 31
de diciembre de 2005, aún cuando el IVA se abonare con posterioridad a dicha fecha.
3.4.3. Reintegros a la exportación35.
El beneficio consiste en la devolución total o parcial de los tributos interiores que se hubieran pagado en
las distintas etapas de producción y comercialización de las mercaderías a exportar manufacturadas en el
país, nuevas o sin uso.
Las alícuotas vigentes –porcentaje que se aplica sobre el valor FOB de la mercadería a exportar– varían
entre 0% y 6% y son asignadas a cada producto de acuerdo a la clasificación de la Nomenclatura Común del
Sur (NCM). El régimen de reintegros admite la compatibilidad con otros regímenes y su pago es efectivizado
por la Dirección General de Aduanas.
3.4.4.
Reembolsos a las exportaciones desde Puertos Patagónicos36.
Este instrumento establece que los bienes originados en la región ubicada al sur del Río Colorado y que
sean exportadoras por alguno de los puertos señalados en la Ley Nº 23.018 recibirán un reembolso adicional
o complementario.
Dicho beneficio es aplicable únicamente a la exportación de mercaderías que se exporten en estado
natural o manufacturadas en establecimientos industriales de la misma región con insumos no originarios de
éstas, siempre que en dicho proceso siempre que dicho proceso genere un cambio de posición arancelaria y
que dicha mercadería resulte de un proceso industrial y no de una simple etapa de armado.
32
Normas aplicables: Ley Nº 24.402, Decreto 779/1995 y Decreto 349/2000.
B.O. 9/12/1994.
34
No obstante, si la entidad financiera aplicara un interés inferior a dicho límite porcentual, la referida retribución se restringirá al
interés aplicado.
35
Normas aplicables: Decreto 1011/1991, decreto 2275/1994 y Decreto 690/2002.
36
Normativa aplicable: Ley Nº 23.018, Ley Nº 24.490, Ley Nº 25.454 y Ley Nº 25.371.
33
El reembolso se aplica también a las exportaciones de mercaderías de la provincia de Neuquén, que son
embarcadas por los puertos señalados37.
Las alícuotas establecidas para el año 2000 oscilan entre el 7% y 12% del valor FOB, según el puerto de
embarque y disminuyen a razón de un punto por año hasta su extinción paulatina, tal como puede observarse
en el Cuadro 13.
Cuadro 13: Porcentaje de reintegro a las exportaciones desde Puertos Patagónicos.
Puerto
San Antonio Este
Madryn
Comodoro Rivadavia
Deseado
San Julián
Punta Quilla
Río Gallegos
Río Grande
Ushuaia
3.4.5.
2000
2004
2005
2006
7
3
2
1
7
3
2
1
8
4
3
2
10
6
5
4
10
6
5
4
11
7
6
5
11
7
6
5
11
7
6
5
12
8
7
6
Fuente: Agencia de Desarrollo de Inversiones, 2006.
2007
1
3
3
4
4
4
5
2008
2
2
3
3
3
4
Régimen Especial Fiscal y Aduanero en Tierra del Fuego38.
A partir de la Ley Nº 19.640 se crea el Régimen Especial Fiscal y Aduanero de aplicación en la
provincia de Tierra del Fuego, Antártica e Islas del Atlántico Sur39, estableciendo un conjunto de incentivos
para la localización de empresas en la provincia. Dichos incentivos consisten en exenciones impositivas y
arancelarias para las actividades que se llevan a cabo en la Isla Grande, definida como “Área Aduanera
Especial”. Este régimen exime del pago de todo impuesto nacional que pudiera corresponder por hechos,
actividades u operaciones que se realicen en la provincia o existentes en la misma40.
Las empresas instaladas gozan de los siguientes beneficios: a) Liberalización del Impuesto al Valor
Agregado; b) Desgravación del Impuesto a las Ganancias; c) Desgravación del Impuesto a los Capitales
(actualmente, Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta); d) Exención de Derechos de Importación e IVA
para bienes de capital; e) Exención de derechos de importación sobre insumos; y f) Reembolso adicional a
las exportaciones que se hagan por vía marítima.
En cuanto a los impuestos provinciales, se exime del pago del Impuesto a los sellos; por tanto, el único
impuesto provincial que las empresas deben abonar es el Impuesto a los Ingresos Brutos, para la
comercialización del petróleo a una alícuota del 3% y para la producción de petróleo y gas natural del 2%.
Asimismo, al ser Área Aduanera Especial, las importaciones se encuentran eximidas, total o
parcialmente, de derechos de importación, de depósitos previos y de toda restricción fundada en motivos
económicos.
En cuanto a los gastos tributarios para este régimen de promoción económica en Tierra del Fuego, las
estimaciones para el año 2006 son de 1.197 millones de pesos, representando un 0,19% del PIB, y el 37% del
37
Aun cuando el “cumplido de embarque” se realice por aduana seca ubicada en la provincia, siempre que se carguen a buque
mercante con destino al exterior o buque mercante de cabotaje para transbordar en cualquier puerto nacional con destino al exterior.
38
Normativa aplicable: Ley Nº 19.640, Decreto Nº 1057/1983, Decreto 1139/1988, Decreto 479/1995, decreto 522/1995; decreto
490/2003.
39
Actualmente se encuentra en estudio la prórroga de este régimen.
40
En 1998, la Ley Nº 23.697 suspendió los beneficios promocionales y, por tanto, la aprobación de nuevos proyectos. Dicha
suspensión fue prorrogada sucesivamente y en 1995 –a partir del Decreto Nº 479 de “Régimen de Sustitución de Productos”–, se
permitió la sustitución de productos aprobados anteriormente. A partir del Decreto Nº 490 del año 2003 se permite la radicación de
nuevas empresas, y las ya radicadas pueden presentar nuevos proyectos, diversificando la producción beneficiada por el régimen de
promoción industrial y permitiendo la fabricación de nuevos productos anteriormente no contemplados. A su vez, establece la opción
para acogerse al régimen –la cual pudo realizarse hasta el 31 de diciembre de 2005– y los derechos y obligaciones que se asuman
tendrán vigencia hasta el 31 de diciembre de 2013.
total de gastos tributarios originados en regímenes de promoción económica, tal como puede observarse en el
Cuadro 14.
Cuadro 14: Gastos Tributarios originados en el Régimen de Promoción Económica de Tierra del Fuego.
2005
Millones
de pesos
Gasto Tributario
Total Gastos Tributarios en
Regímenes de Promoción
Económica
Promoción Económica de Tierra
del Fuego. Ley 19.640.
Liberalización IVA compras y
ventas
Exención Impuesto a las
Ganancias
Exención Derechos de
Importación sobre insumos
2006
% Total
% PIB
2.740,5
100
0,52
1.009,3
37
714,2
Millones
de pesos
2007
% Total
% PIB
3.233,0
100
0,51
0,19
1.197,1
37
26
0,14
843,9
60,0
2
0,01
235,1
9
0,03
Millones
de pesos
% Total
% PIB
3.543,0
100
0,51
0,19
1.325,6
37
0,19
26
0,14
932,5
26
0,14
70,8
2
0,01
77,8
2
0,01
282,4
9
0,03
315,3
9
0,05
Fuente: Elaboración propia en base a datos Dirección Nacional de Investigaciones y Análisis Fiscal, ME.
3.5. Los derechos de exportación.
La introducción de los derechos o retenciones a las exportaciones en febrero de 200241, permitieron
recuperar las finanzas públicas y ayudaron –por su facilidad administrativa– a obtener por primera vez en
muchos años un superávit fiscal primario creciente a partir de ese año; las mismas fueron establecidas para:
(i) captar parte de los elevados beneficios que de otra forma recibirían los exportadores frente a una
devaluación que en ciertos momentos llegó al 250% (en 2002 el dólar llegó a cotizar a más de $3,50); y (ii)
para contener los precios internacionales de ciertos bienes exportables que son de gran consumo interno,
como ocurre con ciertos cereales, las carnes, y el petróleo y derivados. Estos recursos han llegado a
respresentar en el año 2005 el 9,3% de la recaudación total42 (ver Gráfico 8), y las retenciones a las
exportaciones sobre los hidrocarburos y sus derivados el 23,87% del total de lo recaudado por derechos de
exportación.
Gráfico 8
En miles de pesos
Evolución de la Recaudación Ingresos Tributarios y Derechos de
Exportación
180.000.000
160.000.000
140.000.000
120.000.000
100.000.000
80.000.000
60.000.000
40.000.000
20.000.000
0
1.997 1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2006
(EneNov)
Derechos a la Exportación
Total Ingresos Tributarios (incluye Seg. Soc. y Rec. Aduaneros)
Fuente: Elaboración propias a partir datos AFIP
41
Normativa aplicable: Decreto del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) Nº 310 (B.O. 14/02/2002), Decreto PEN Nº 809 (B.O:
13/05/2002), Decreto PEN 645 (B.O. 26/05/2004), y sus normas complementarias.
42
Incluidos los Recursos de la Seguridad Social y Recursos Aduaneros.
Por otra parte, se puede observar la disminución de las exportaciones de petróleo y gas (ver Gráfico 9)
frente a un aumento creciente de los derechos de exportación, tal como puede observarse en el Gráfico 10.
Gráfico 9
Exportación de Petróelo y Gas Natural
18.000
16.000
14.000
KTEP
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Exportación Gas natural
2002
2003
2004
2005
Exportación Petroleo
Fuente: Elaboración propias en base a datos Secretaría de Energía
Gráfico 10
Derechos de Exportación. Evolución
En miles de pesos corrientes
14.000.000
12.000.000
10.000.000
8.000.000
6.000.000
4.000.000
2.000.000
0
1.997
1.998
1.999
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2006
(EneNov)
Fuente: Elaboración propias a partir datos AFIP.
Con estos derechos de exportación el petróleo crudo se encuentra gravado al 25%; pero a partir del
mes de agosto de 2004 mediante la Resolución Nº 532 del Ministerio de Economía 43 se estableció una
alícuota adicional al derecho de exportación cuando el precio del West Texas Intermediate (WTI) del barril
supera los U$S 32, de acuerdo con la escala que se muestra en le Cuadro 15. Por tanto, en la actualidad la
exportación de petróleo se encuentra gravado al 45%.
43
Resolución Nº 532 del Ministerio de Economía y Producción (B.O. 5/08/2004).
Cuadro 15: Escala alícuota adicional derecho de exportación del petróleo crudo.
Rango de precio WTI
Alícuota adicional
US$/barril
32,01 a 34,99
3%
35,00 a 36,99
6%
37,00 a 38,99
9%
39,00 a 40,99
12%
41,00 a 42,99
15%
43,00 a 44,99
18%
45,00 y más
20%
Fuente: Artículo 2º Resolución 532/2004, Ministerio de Economía.
Las gasolinas –combustibles– están gravadas al 5%, en tanto que el gas licuado de petróleo tiene un
derecho del 20%.
Por otra parte, mediante la Resolución Nº 534 del Ministerio de Economía44 a partir de julio de 2006
se fija una alícuota del 45% para las exportaciones de gas natural, en estado gaseoso o licuado. Asimismo, a
partir de julio del presente año, mediante la Nota Externa 2845 de la Administración Federal de Ingresos
Públicos (A.F.I.P.) se instruye a la Dirección General de Aduanas para que aplique como base de valoración
de las exportaciones de gas natural el precio fijado por el Convenio Marco entre la República Argentina y la
República de Bolivia para la venta de gas natural y la realización de Proyectos de Integración Energética,
suscripto el 29 de junio de 2006. Dicho precio es de 5 u$s/MMBTU (cinco dólares por millón de BTU).
Asimismo, por Resolución Nº 77646 a partir de octubre de 2006 se establece el derecho de exportación
aplicable a las exportaciones de gas, petróleo y sus derivados47, que se realicen desde el Área Aduanera
Especial48 de la Provincia de Tierra del Fuego, Antártica e islas del Atlántico Sur al igual; por tanto, dichas
exportaciones pasan a estar gravadas con los derechos de exportación al igual que el resto del país.
En este contexto caben algunas reflexiones. Si bien las retenciones a las exportaciones sobre los
hidrocarburos y sus derivados son otra fuente de ingresos y de recaudación tributaria para el Estado, y otra
fuente parcial de distribución de la renta económica de estos recursos no renovables entre éste y los
particulares encargados de su explotación, no obstante, si consideramos el agotamiento de las reservas
probadas en un mediano plazo, ello plantea la incertidumbre del ingreso futuro a nivel de la finanzas del
gobierno, la sustentabilidad fiscal en el mediano y largo plazo –así como de los costos de los ajustes
presupuestarios– ante escenarios inciertos en materia de ingresos futuros, debido a modificaciones en el nivel
de explotación y la volatilidad en el precio de estos recursos.
3.6. Impuestos específicos sobre productos finales.
En lo referido a la industria extractiva de petróleo y gas, tal como señala Scalone (2004; pp. 588), los
subproductos combustibles derivados del petróleo y gas son frecuentemente alcanzados por impuestos
específicos. En Argentina, dichos tributos recaen sobre las naftas –gasolinas–, fueloil, gasoil, etc.
El “Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y Gas Natural49” –ya analizado en el epígrafe 3.1.1–
grava la transferencia onerosa o gratuita efectuada por los sujetos pasivos, en el ámbito del territorio
argentino.
44
Resolución Nº 534 del Ministerio de Economía y Producción (B.O. 25/07/2006).
45
B.O. 31/07/2006.
Resolución Nº 776 del Ministerio de Economía y Producción (B.O. 11/10/2006).
47
Para aplicar las alícuotas de los Decretos del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) Nº 310 (B.O. 14/02/2002), Nº 809 (B.O:
46
13/05/2002), Nº 645 (B.O. 26/05/2004), y sus normas complementarias.
Creada por ley Nº 19.640.
49
Ley Nº 23.966, Título III (texto ordenado en 1998) modificada por Ley Nº 25.745/2003; Decreto Reglamentario Nº 74/1998 y
modificaciones y Resolución General (A.F.I.P) Nº 1.766/2004.
48
Son sujetos pasivos del impuesto los importadores, empresas refinadoras, empresas comercializadoras
que reúnan determinados requisitos; y en el caso del gas licuado para uso automotor, son sujetos pasivos los
titulares de las bocas de expendio de combustibles y los titulares de almacenamientos para consumo privado.
En las importaciones, la alícuota se aplicará sobre el valor definido para la aplicación de los derechos
de importación, al que se agregarán todos los tributos a la importación o con motivo de ella, excluidos el
Impuesto al Valor Agregado, la Tasa de Infraestructura Hídrica y el Impuesto al Gas Oil50. En los
combustibles líquidos existen distintas alícuotas y monto mínimo de impuesto por litro de combustibles; por
ejemplo, a la nafta sin plomo hasta 92RON se aplica una alícuota del 70% y el impuesto mínimo es de $
0,5375. En el gas natural comprimido, la alícuota aplicable es del 16%.
Se destacan las exenciones que tienen como destino la exportación; las destinadas a rancho de
embarcaciones de ultramar o de pesca, o a aeronaves de vuelo internacional; solventes alifáticos, aromáticos
y aguarrás cuando tengan determinados destinos, y las que se destinan al consumo en determinadas áreas de
la República Argentina. Este impuesto puede tomarse a cuenta del Impuesto a las Ganancias, del Impuesto
al Valor Agregado (IVA) y en las Contribuciones patronales.
El “Impuesto al Gas Oil” recae sobre la transferencia a título oneroso o gratuito, o importación, de
gasoil o cualquier otro combustible líquido que lo sustituya en el futuro, de manera que incida en una sola
etapa de su circulación. Son sujetos pasivos los importadores, las empresas que refinen o comercialicen
combustibles líquidos y otros derivados de hidrocarburos en todas sus formas; las empresas que produzcan,
elaboren, fabriquen u obtengan productos gravados directamente o través de terceros y quienes revendan el
combustible que hubieran importado. Quedan exentas del impuesto las transferencias de productos gravados
cuando tengan como destino la exportación, o estén destinadas a rancho de embarcaciones de ultramar.
La “Tasa de Infraestructura Hídrica51” grava la transferencia a título oneroso o gratuito, o importación
de nafta con y sin plomo, hasta 92 RON y de más de 92 RON. Son sujetos del impuesto quienes realicen la
importación de los combustibles y quienes sean sujetos del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y Gas
Natural, y quienes distribuyan el gas natural a aquellos que lo destinen al uso como combustible en
automotores (en este último caso, cuando se trate de gas natural distribuido por redes destinado a gas natural
comprimido).
Quienes importen los productos gravados deberán ingresar antes de efectuarse el despacho a plaza, la
Tasa de Infraestructura Hídrica conjuntamente con los derechos aduaneros, el Impuesto a los combustibles
Líquidos y el Impuesto al Valor Agregado, mediante percepción en la fuente que practicará la A.F.I.P. La
alícuota es de $ 0,05. No existen productos exentos específicamente ni por uso o destino.
Por otra parte, mediante el “Recargo sobre el Gas Natural y el Gas Licuado de Petróleo52” se crea un
Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas53, el cual se constituirá con un recargo
de hasta el 7,5% sobre el precio de gas natural en punto de ingreso al sistema de transporte, por cada M3 de
9.300 kilocalorías, que se aplicará a la totalidad de los metros cúbicos que se consuman y/o comercialicen
por redes o ductos en el territorio nacional cualquiera fuera el uso o utilización final del mismo. Los
productores de gas actúan como agentes de percepción. El presente régimen se mantendrá en vigencia por un
plazo de 10 años.
50
Actualmente se encuentra en vigor el Impuesto al Gas Oil, a partir del la Ley Nº 26.028 (B.O. 5/05/2005). Anteriormente estaba en
vigencia la Tasa sobre el Gas Oil
51
Constituye recurso del Fideicomiso de Infraestructura Hídrica, con afectación específica al desarrollo de los proyectos de
infraestructura de obras hídricas de recuperación de tierras productivas, mitigación de inundaciones en zonas rurales y avenamiento y
protección de infraestructura vial y ferroviaria en zonas rurales y periurbanas y a las compensaciones por disminuciones tarifarias a
los concesionarios que realicen el dragado y el mantenimiento de vías navegables, en los términos del artículo 1º de la Ley Nº
25.414.
52
Ley Nº 25.565, artículo 75; Decretos Nos. 768/2002 y 1307/2002, y Ley Nº 25.725, artículo 84.
53
El Fondo Fiduciario tiene como objeto compensar: a) las compensaciones tarifarias para la región Patagónica, Departamento de
Malargüe de la Provincia de Mendoza y de la región conocida como “Puna”, que las distribuidoras o subdistribuidoras zonales de
gas natural o gas licuado de petróleo de uso domiciliario, deberán percibir por las aplicación de las tarifas diferenciales a los
consumos residenciales; y b) la venta de cilindros, garrafas, o gas licuado de petróleo, gas propano comercializado a granel y otros,
en las provincias ubicadas en la región Patagónica, Departamento Malargüe de la Provincia de Mendoza y de la Región conocida
como “Puna”.
La importancia relativa de estos impuestos específicos sobre los combustibles derivados del petróleo y
gas respecto del total de ingresos tributarios –incluidos los recursos de la seguridad social y recursos
aduaneros– ha ido disminuyendo, pasando de representar del 7 % en 1997 a un 4,56% en el año 2005, tal
como puede observarse en el Cuadro 16.
Cuadro 16: Impuestos específicos sobre los combustibles derivados del petróleo y gas (como porcentaje del
Total de Ingresos Tributarios del Gobierno Nacional)
1.997
1.998
1.999
7,07
6,40
6,46
2.000
2.001
2.002
2.003
2.004
2.005
2006 (EneNov)
6,13
6,48
8,04
6,27
4,97
4,56
3,27
Fuente: Elaboración propia en base a datos A.F.I.P.
Asimismo, en el Gráfico 11 se puede observar la evolución que han tenido estos impuestos específicos
desde 1997 en adelante.
Gráfico 11
Impuestos específicos sobre Combustibles
En miles de pesos
3.000.000
2.500.000
2.000.000
1.500.000
1.000.000
500.000
0
97
1.9
98
1.9
99
1.9
00
2.0
01
2.0
02
2.0
03
2.0
04
2.0
Combustibles líquidos (excepto gas oil, diesel oil y kerosene)
)
05
ov
2.0
e-N
n
(E
06
20
GNC y otros combustibles (gas oil, diesel oil y kerosene)
Impuesto al Gas oil
Tasa de Infraestructura Hídrica Dto 1381
Recargo consumo de gas
Fuente: Elaboración propia en base a datos A.F.I.P.
Por último, es importante destacar que por medio de la Ley Nº 26.022, se estableció un Plan de
Abastecimiento de Gas Oil, por el que se eximió del pago del Impuesto sobre los Combustibles y de la Tasa
de Gas Oil, a los operadores y operaciones alcanzadas por dichos impuestos, y por la Ley Nº 26.074 se
eximió de estos impuestos a las importaciones54 y a las ventas en el mercado interno de los volúmenes
importados de Gas Oil y Diesel Oil, a realizarse durante el año 2006, teniendo en cuenta las necesidades de
abastecimiento del mercado de combustibles, para lo cual en enero de 2006 se estableció un sistema de
“asignación de cupos de importación55” hasta cubrir la cantidad de doscientos mil metros cúbicos (200.000
m3) de gas oil.
54
Dichas importaciones deben estar destinadas a compensar los picos de demanda del producto y las necesidades para el marcado de
generación eléctrica.
55
A través de la Resolución Nº 6 (B.O. 13/01/2006) de la Secretaría de Energía.
En este sentido, habiéndose agotado el volumen establecido y siendo necesario implementar una
asignación de cupos complementaria de la anterior conforme a los requerimientos del mercado, en el mes de
septiembre del presente año, a través de la Resolución Nº 1.280 de la Secretaría de Energía, se establece un
nuevo sistema de “asignación de cupos de importación”, eximido del Impuesto a los Combustibles así como
del Impuesto sobre el Gas oil, hasta cubrir la cantidad de seiscientos mil metros cúbicos (600.000 m3).
4. Conclusiones.
La desregulación petrolera iniciada a partir de los noventa constituyó una verdadera reforma del sector
petrolero; no obstante, consideraciones relacionadas con los procesos mundiales de reconcentración de la
industria petrolera, distribución de los beneficios de la renta generada, efectos sobre los precios, integración
o desintegración de la industria y las posibles fallas del mercado, son algunos de los temas que han
dinamizado la discusión respecto de las reformas encaradas.
Al analizar la distribución de la matriz de consumo en Argentina por fuentes de energía primaria, se
puede observar la alta dependencia del consumo de hidrocarburos (en torno al 90%), tal dependencia se
vuelve crítica en un horizonte no muy lejano. Pero además, si se considera el agotamiento total de las
reservas probadas de estos recursos naturales no renovables dentro de 10 y 12 años, y la disponibilidad de
otros recursos energéticos alternativos, la drástica disminución de la cantidad de pozos de exploración
registrada en los últimos años, el aumento casi sin interrupciones de la producción, y los compromisos de
exportaciones a Chile, Uruguay y Brasil, es posible detectar que el país se encuentra frente a una futura crisis
energética de tipo estructural. En este sentido, y adhiriendo a las aportaciones de Kozulj (2005), en ausencia
de un marco legal que obligue a las empresas invertir en exploración, o bien permita hacerlo al Estado en las
áreas privatizadas bajo concesión, el país corre un serio riesgo de quedarse sin petróleo y gas para el futuro y
pasar a depender de un modo creciente de las importaciones de Bolivia.
Asimismo, en un país federal como el caso de Argentina, es necesario establecer cómo se encuentra la
distribución de competencias o de potestades en materia de recursos no renovables. En este sentido, a partir
de la promulgación de la nueva ley de hidrocarburos las provincias asumen en forma plena el “ejercicio de
dominio originario” y la “administración sobre los yacimientos de hidrocarburos” que se encontraren en sus
respectivos territorios, quedando transferidos de pleno derecho todos los permisos de exploración 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.
En este contexto, es evidente la relevancia económica de las regalías como recurso de financiamiento
de los gobiernos provinciales. Incluidas las regalías dentro de los “recursos no tributarios” de las provincias
se puede observar la existencia de asimetrías extremas entre las mismas, es decir, entre las provincias que
poseen recursos no renovables y las que no los tienen. Por otra parte, el reconocimiento del dominio a las
provincias sobre los recursos no renovables y por tanto, el régimen descentralizado de la explotación de los
hidrocarburos, plantea un conflicto evidente dentro del esquema de distribución de recursos entre la Nación
y las provincias, más si se tiene en cuenta que las asimetrías regionales habrán de acentuarse y la situación
de las propias provincias petroleras se verá muy probablemente afectada por la volatilidad del precio
internacional del petróleo. Ambos aspectos se verán incrementados hacia el futuro en la medida que nuevas
áreas petroleras entren en producción y hasta tanto el recurso no se agote.
Una posible solución, adhiriendo a las aportaciones de Piffano (2003), sería la constitución de un
Fondo de Estabilización y Ahorro, alimentado con parte de los recursos provenientes de las regalías, de
forma de asegurar que la volatilidad y el agotamiento del recurso no renovable, no implique –en el más largo
plazo– enfrentar conductas estratégicas de los gobiernos presionando sobre el fondo común coparticipable,
por cambios bruscos en el rendimiento del recurso a muy corto plazo, y luego nuevas presiones en el largo
plazo cuando se vea agotado el recurso, luego de una explotación acentuada del mismo. Implica, asimismo,
distribuir “intertemporalmente” el gasto financiado con el rendimiento del recurso, de forma de garantizar
una provisión estable de los servicios y bienes públicos a cargo del gobierno subnacional en beneficio de la
población presente. Por otra parte, y desde el punto de vista económico– las provincias petroleras deberían
destinar a sus Tesoros el “rendimiento del capital” que pueda constituirse con las regalías y no con el monto
mismo de dichas regalías; es decir, “la anualidad” que corresponda a los recursos –proveniente de las
regalías– invertidos a largo plazo. El criterio de destinar a gasto corriente o consumo todo el rendimiento del
recurso no renovable, es simplemente destruir el capital en beneficio de la generación presente y proyectando
al más largo plazo una futura situación de debilidad fiscal importante, que muy seguramente será planteada
como exigencia al resto de los ciudadanos de otras provincias no petroleras.
El impuesto a la renta por la explotación de recursos agotables es parte importante en la estructura del
government revenue take y sus efectos económicos en el logro de objetivos de política económica. En
general, pocos son los países cuya tributación sobre los hidrocarburos está regida por el impuesto general a la
renta aplicable a las demás actividades económicas. En otros, junto al régimen general a la renta, se
establecen normas específicas para la actividad hidrocarburífera que, en ocasiones, conducen a modificar los
resultados finales en términos de base imponible o aplicación de alícuotas diferentes para esta actividad.
Otros países utilizan, adicionalmente al impuesto a la renta, impuestos complementarios que buscan captar
aspectos cualitativos de la renta o una porción cuantitativa de ésta, en la medida en que exceda niveles
normales de rendimiento sobre la inversión. En Argentina, la Ley Nº 17.319 de hidrocarburos, establece un
impuesto especial sobre la renta de los concesionarios productores de hidrocarburos, con normas
particulares exclusivas para el sector. Sin embargo, en la realidad nunca fue aplicado. Y posteriormente, los
permisos y concesiones otorgadas por el Estado al sector privado previeron expresamente la aplicación de la
legislación tributaria general y no este régimen especial contenido en la ley de hidrocarburos.
Si bien en Argentina, la actividad hidrocarburífera se rige por el impuesto general a la renta al igual
que las demás actividades económicas; no obstante, durante el presente año se ha instrumentado un régimen
de promoción que pretende promover el desarrollo de reservas de petróleo y gas, a fin de acelerar el
incremento en las inversiones en el upstream de los hidrocarburos, a través de una serie de incentivos
fiscales con el propósito de aumentar la superficie en producción efectiva respecto a la superficie total de las
cuencas sedimentadas que en estos momentos alcanza sólo el 4%. Entre los incentivos fiscales, podemos
señalar los siguientes: devolución anticipada del impuesto al valor agregado (IVA) y amortización acelerada
de los bienes de capital nuevos a los efectos del cálculo del impuesto a las ganancias, exención del pago de
los derechos de importación y todo otro derecho o impuesto especial para los titulares de permisos de de
exploración y concesiones de explotación de las áreas abarcadas por este régimen. Además, existen otros
regímenes de promoción e incentivos a la inversión.
En lo referido a la industria extractiva de petróleo y gas, los subproductos combustibles derivados del
petróleo y gas son frecuentemente alcanzados por impuestos específicos. En Argentina, dichos tributos
recaen sobre las naftas –gasolinas–, fueloil, gasoil, etc. No obstante, son de una menor significación respecto
del total de recursos tributarios (apenas un 4.53% en el año 2005), a la inversa, se evidencia un aumento de
los ingresos por regalías.
Por otra parte, el sector de hidrocarburos también se encuentra alcanzado por los derechos de
exportación; en este sentido, en el presente año se han incrementado las retenciones a las exportaciones de
hidrocarburos y sus derivados, estando gravadas las exportaciones de petróleo y gas a una alícuota del 45%.
En este contexto caben algunas reflexiones. Si bien las regalías, la imposición a la renta, los impuestos
específicos sobre los combustibles y las retenciones a las exportaciones sobre los hidrocarburos y sus
derivados son una importante fuente de ingresos y de recaudación tributaria para el Estado –ya sea nacional o
subnacional– y otra fuente parcial de distribución de la renta económica de estos recursos no renovables
entre éste y los particulares encargados de su explotación, no obstante, si consideramos el agotamiento de las
reservas probadas en un mediano plazo, ello plantea la incertidumbre del ingreso futuro a nivel de la finanzas
del gobierno y de la sustentabilidad fiscal en el mediano y largo plazo –así como de los costos de los ajustes
presupuestarios– ante escenarios inciertos en materia de ingresos futuros, debido a modificaciones en el nivel
de explotación y la volatilidad en el precio de estos recursos no renovables.
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