Actualmente, Estados Unidos es el principal productor de gas natural del mundo. Un país que hasta hace pocos años era un fuerte importador por gasoducto desde Canadá y México y plantas de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) desde Trinidad Tobago, Noruega o Yemen, hoy exporta gas al menos a 20 países y se ha convertido en un actor clave de los mercados mundiales. Terminales marítimas y plantas de regasificación construidas en los años ’70 para la importación de GNL se están reconvirtiendo en plantas de licuefacción para la exportación, mientras que otras nuevas ya están operativas(1). Las exportaciones de Estados Unidos seguirán creciendo a medida que entren en operación más plantas de licuefacción que están en construcción o planificadas para los próximos años, en particular en la costa del Golfo de México, como parte de la transformación de Houston en un centro global de exportaciones de GNL.

En el transcurso de 15 años, Estados Unidos duplicó su producción de gas, en gran parte gracias al desarrollo de yacimientos no convencionales. La principal fuerza motriz de ese desarrollo fue la innovación tecnológica en la perforación horizontal y la fracturación hidráulica, conocida como “Shale Revolution”, que permitió la explotación de formaciones no convencionales de esquistos, antes improductivas. Esa “Revolución”, sin embargo, no se produjo en el vacío sino en el contexto de un marco administrativo y fiscal conveniente y ágil a lo largo de toda la cadena de valor del gas, desde las actividades de exploración y producción (upstream) hasta las de transporte, construcción de infraestructuras y exportación.

Exploración y Producción (Upstream)

La “Shale Revolution” se produjo en un sistema de libre mercado, impulsada por los precios altos del petróleo y el gas entre 2004 y 2014, sin políticas específicas del Gobierno Federal o de los Estados para su promoción sino bajo las mismas regulaciones aplicables a los hidrocarburos en general. El sector de los hidrocarburos en Estados Unidos goza de ciertas características que favorecieron el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales y que serían difíciles de replicar en otras partes del mundo. Se trata de una industria madura, con más de un siglo de intensa experiencia, que le ha dado un largo historial de producción y data acumulada, un sector de servicios petroleros muy competitivo y un gran número de productores independientes. Unas 7.000 compañías dedicadas solo a la exploración y producción, es decir no integradas con actividades de refinación y venta de combustibles (downstream), producen el 75% del gas y cuentan confluido acceso a los mercados de capitales. Un componente importante en el desarrollo histórico de la industria ha sido el particular sistema de dominio de los hidrocarburos, basado en la titularidad privada de los recursos del subsuelo, a diferencia del sistema regalista aplicable en casi todo el resto del mundo, que está basado en el dominio del Estado sobre el subsuelo. La titularidad privada de los recursos del subsuelo permite un acceso ágil a las reservas mediante simples contratos de licencia o arrendamiento (lease) entre las empresas petroleras y los dueños de las tierras, que también son los dueños de los recursos, en lugar de los largos procesos administrativos y negociaciones de complejos contratos con los gobiernos que se requieren en los otros países. En Estados Unidos, las licencias tienen una forma jurídica similar con independencia de que el dueño de las tierras sea un particular o se trate de tierras fiscales. La diferencia es que los contratos en tierras privadas son negociados de manera directa entre su dueño y la empresa petrolera, en tanto las licencias en tierras públicas son adjudicadas por el gobierno correspondiente, ya sea Federal o de cada Estado, dentro de un proceso de licitación, bajo normas de competencia y transparencia. La mayor parte de las explotaciones de hidrocarburos en los Estados del Sur (Texas y Luisiana) tienen lugar en tierras que pertenecen a particulares, en tanto las del Noreste (Pensilvania, Ohio, West Virginia) se desarrollan tanto en tierras de particulares como pertenecientes a los Estados.

En cuanto a las condiciones económicas, como regla general la empresa petrolera paga un bono inicial a la firma del contrato (leasesigning bonus), calculado en dólares por hectárea según el potencial del área, y se obliga a pagar un porcentaje de la producción como regalía (royalty). Las regalías también son variables según la región y pueden llegar a 25%, aunque el monto más común es 12.5%, adoptado por algunos Estados como porcentaje mínimo. Las leyes de los Estados también varían en el método de cálculo de las regalías, que puede ser sobre el precio de la producción bruta o neta de los costos asociados a la extracción, tratamiento, transporte y comercialización (Post-Production Costs o PPC).

Las actividades de exploración y producción de hidrocarburos, tanto convencionales como no convencionales, son reguladas por el Estado en el que se desarrollan y por el Gobierno Federal en las tierras bajo su jurisdicción. Actualmente hay actividades de exploración y producción en 33 de los 50 Estados, cada uno de los cuales tiene su propia agencia reguladora y autoridad de aplicación, que registra los contratos de licencia y regula los derechos y obligaciones de los titulares, los aspectos operativos como la distancia mínima entre pozos y los asuntos de seguridad y medio ambiente. En el Estado de Texas, tan relevante para los hidrocarburos no convencionales, la agencia reguladora y autoridad de aplicación es la Railroad Commission (RRC), que no solo tiene competencias en el sector upstream de los hidrocarburos sino también en el transporte por ductos dentro del Estado, los combustibles alternativos y la minería. Fundada en 1891 para velar por la seguridad del transporte ferroviario, es una de las agencias gubernamentales más antiguas de Estados Unidos y en su larga historia ha generado un importante cuerpo de normativa y precedentes.

Las actividades de exploración y producción en tierras federales están bajo la competencia de la Oficina de Administración de Tierras (Bureau of Land Management o BLM), un organismo dependiente del Departamento del Interior (Department of the Interior), que adjudica las licencias por licitación. En terrenos forestales, también es el BLM quien administra la licencia, pero el Servicio de Bosques (Forest Service) participa en el proceso de licitación y tiene facultades de aplicación de las normas. Los hidrocarburos extraídos en tierras federales son una parte importante de la producción nacional. En 2018, el gas natural fue el 9% del total producido en los Estados Unidos. En cuanto a las actividades offshore, la jurisdicción corresponde al Gobierno Federal o a los Estados costeros dependiendo de la distancia de la costa.

El sistema tributario también es potestad de cada Estado para las actividades que se desarrollan en su territorio. En general, los Estados han establecido un impuesto sobre el valor de la producción. Por otra parte, los ingresos por bonos de firma y regalías de licencias en tierras del Gobierno Federal son coparticipados en un 50% entre el Tesoro de los Estados Unidos y el Estado donde se sitúa la actividad. Así, la renta petrolera de cada Estado proviene de las regalías que cobra por las licencias otorgadas en sus propias tierras, de la coparticipación en los ingresos federales por bonos y regalías si en su territorio hay tierras del Gobierno Federal y de los ingresos por sus propios impuestos a la producción. En cambio, no existe un impuesto a nivel nacional sobre la producción de petróleo y gas, de modo que la renta petrolera del Estado Federal proviene de los bonos de firma y las regalías que cobra sobre sus tierras, en participación con el Estado donde se ubican. La percepción y administración de la renta petrolera no está a cargo del BLM sino de la Oficina de Ingresos por Recursos Naturales (Office of Natural Resources Revenue u ONRR), también dependiente del Departamento del Interior. En 2018, el ONRR recaudó US$ 9.236 millones por actividades de exploración y producción de petróleo y gas.

Las compañías de hidrocarburos están sujetas al impuesto general sobre la renta (Income Tax) como cualquier otra compañía en Estados Unidos. En su aplicación, sin embargo, existen ciertas ventajas fiscales asociadas con la exploración y producción de petróleo y gas, que son las mismas para el desarrollo convencional y no convencional.

Una de las ventajas más relevantes es la deducción de los Costos Intangibles de Perforación y Desarrollo (Intangible Drillin Costs o IDC), establecida en el Código de Impuestos Internos (Internal Revenue Code o IRC), sección 263(c). Los IDC son los costos intangibles en los que incurre un operador para perforar pozos de hidrocarburos y prepararlos para producción, incluyendo salarios, combustible, reparaciones, transporte y suministros utilizados para la localización del pozo, la preparación del terreno, la construcción de carreteras, tanques, oleoductos y otras estructuras físicas, trabajos de geología y otros estudios necesarios para la perforación, alquiler de equipos, la perforación y otras operaciones de pozo como cementación para su puesta en producción, los lodos de perforación y los pagos por los daños producidos. En cambio, los IDC no incluyen los bienes que tienen un valor residual, como tubing y casing.

La regla general de amortización de costos en el impuesto a la renta es un periodo de 5 años. Como excepción a esa regla, las empresas independientes de exploración y producción, es decir no integradas con operaciones de refinación y venta de combustibles, tienen el beneficio de poder deducir los IDC de manera inmediata, total o parcialmente, de su impuesto a la renta, mediante una elección en su declaración anual. Los IDC que no hayan sido deducidos deberán ser amortizados a lo largo de 5 años. Las compañías petroleras integradas también pueden deducir los ICD pero solo parcialmente, hasta el 70%. El 30% restante debe ser amortizado, también a lo largo de 5 años. La deducción fiscal de IDC ha sido clave en el desarrollo de la industria de los hidrocarburos, al permitir a los productores recuperar de manera inmediata sus costos de perforación, con independencia del resultado del pozo, y reinvertirlos en exploración.

El IRC en su sección 167(h) permite la Amortización acelerada de Costos de Geología y Geofísica (Geological and Geophysical Costs o G&G Costs). Los costos de estos estudios y operaciones de superficie para la adquisición de información del subsuelo, incluyendo gravitometría, magnetometría y la adquisición e interpretación sísmica, que servirán para determinar la existencia de hidrocarburos, gozan de un periodo acelerado de amortización de 2 años para las compañías independientes y compañías integradas pequeñas.

En 2004, una enmienda a la sección 451 del IRC estableció un Crédito Fiscal para los Pozos Marginales (Marginal Well Tax Credit) de US$ 0.50 por cada 1.000 pies cúbicos de gas y US$ 3 por barril de petróleo producidos por pozos marginales, aplicable sobre el impuesto a la renta cuando los precios de petróleo o gas se sitúan por debajo de un determinado umbral. El propósito de la reforma es evitar la caída de producción por el cierre de los pozos de baja producción durante periodos de precios bajos, como el que tuvo lugar a finales de 2014. El precio de referencia aplicable como umbral a los efectos de este crédito fiscal se estableció en US$2 por 1.000 pies cúbicos de gas o US$ 18 por barril de petróleo. Se consideran pozos marginales aquellos que producen un promedio anual inferior a 90 Mcf de gas por día o 25 barriles de petróleo equivalente por día con un 95% de producción de agua. No hay limitación en el número de pozos por los que una empresa puede reclamar el crédito. Además, un componente clave de este crédito fiscal es que puede ser aplicado a los cinco periodos fiscales anteriores, y diferido al futuro por 20 años.

Además de los beneficios fiscales otorgados por el Gobierno Federal, varios Estados ofrecen incentivos y exenciones a la industria del petróleo y el gas en su territorio. Así, Texas ha establecido una exclusión de su Impuesto de Franquicia (Franchise Tax, también conocido como Margin Tax o Impuesto sobre el Margen). Las empresas de petróleo y gas sujetas a este impuesto pueden excluir de sus ingresos aquellos obtenidos de pozos marginales, cuando el precio del gas está por debajo de cierto umbral (US$5 por MMbtu). Pozos marginales de gas son los que producen menos de 250 Mcf por día como promedio en los 90 días anteriores a la liquidación del impuesto. Por su parte Luisiana también ha establecido reducciones e incentivos sobre su impuesto a la extracción de hidrocarburos y una reducción del tipo impositivo para los ingresos provenientes de pozos marginales (incapable wells) en periodos de precios bajos.

La existencia de este marco administrativo y fiscal consistente y sostenido en el tiempo ha sido determinante para hacer del desarrollo de los hidrocarburos no convencionales en Estados Unidos un caso de éxito sin precedentes a nivel mundial. Países como la Argentina o China, que poseen recursos comparables aún sin desarrollar, cuentan con este modelo para analizar y eventualmente adoptar las herramientas que resulten convenientes a su propio caso.