Nicolás Gandini | El Inversor Onlline |
Las negociaciones entre la Casa Rosada y las provincias petroleras por la nueva ley de Hidrocarburos se dilataron en los últimos días. No sólo por la agudización del conflicto con los holdouts, que monopoliza la atención del Gobierno. También porque el borrador redactado por el secretario Legal y Técnico de la Presidencia, Carlos Zanini, que incluye propuestas generales de YPF y del Ministerio de Economía, es duramente impugnado por los representantes de la Ofephi, la organización que nuclea a los estados productores de petróleo y gas.
El Inversor Online accedió, un exclusiva, al documento oficial distribuido por el Ejecutivo a los gobernadores petroleros. Se trata de un texto de 18 páginas que incluye, en total, 40 artículos distribuidos en cinco ejes (“Títulos”): I) Modificaciones a la Ley 17.319 (de Hidrocarburos); II) Régimen de promoción de inversión para la explotación de hidrocarburos; III) Regulación ambiental para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos convencionales, no convencionales y costa afuera; IV) Disposiciones complementarias, V) Adhesión.
A continuación, un extracto de los principales artículos del proyecto de ley escrito por el Gobierno.
Artículo 1°: Sustitúyase el artículo 23 de la Ley 17.319 por el siguiente texto: “Los plazos de los permisos de exploración serán fijados por la Autoridad de Aplicación de acuerdo al objetivo de exploración, según el siguiente detalle. Plazo Básico:
Exploración con objetivo convencional: 1er. Período de hasta tres años; 2do. Período hasta tres años. Período de prórroga: hasta cinco años.
Exploración no convencional: 1er. Período de hasta cuatro años; 2do. Período de hasta cuatro años; Prórroga: cinco años.
Para la exploración en la plataforma continental y en el mar territorial cada uno de los períodos del plazo básico podrá extenderse en un año.
Artículo 2°: Sustitúyase el artículo 25 de la Ley 17.319 por el siguiente texto: “Los permisos de exploración abarcarán áreas cuyas superficies no exceda de 100 unidades. Los que se otorguen sobre la plataforma continental no superarán los 150 unidades”.
Artículo 3°: Sustitúyase el artículo 26 de la Ley 17.319, por el siguiente texto: “Al finalizar el 1er. Período del plazo básico el permisionario decidirá si continúa explorando en el área, o si la revierte totalmente al Estado. El permisionario podrá mantener toda el área originalmente otorgada, siempre que haya dado cumplimiento a las obligaciones emergentes del permiso. Al término del plazo básico, si el permisionario ejerce el derecho de utilizar el período de prórroga, en cuyo caso esa devolución quedará limitada al 50% del área remanente…”
Artículo 4°: Sustitúyase el artículo 27 de la Ley 17.319 por el siguiente texto: “Los sujetos titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos tendrán derecho a solicitar a la Autoridad de Aplicación una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos, en los términos previstos por el artículo siguiente”.
Artículo 5°: Incorpórase como artículo 27 bis en la Ley 17.319 el siguiente texto: “Entiéndase por explotación no convencional la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnica de explotación no convencionales aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas de esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad.
A solicitud de un concesionario de explotación, las respectivas Autoridades de Explotación (…) subdivirán el área existente en nuevas áreas de explotación no convencional de hidrocarburos y otorgarán una nueva concesión de explotación no convencional.
El plazo de la nueva concesión no convencional será establecido en el artículo 35.
Los titulares de una concesión de explotación no convencional que a su vez sean titulares de de una concesión de explotación adyacente y preexistente a la primera, podrán solicitar la unificación de ambas áreas como una única concesión no convencional siempre que se demuestre fehacientemente la continuidad geológica de dichas áreas.
(…) El titular de la concesión no convencional podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional”
Artículo 6°: Incorpórase como artículo 27 ter en la Ley 17.319 el siguiente texto: “Quedan comprendidos como proyectos de recuperación terciaria aquellos proyectos de producción en los que se apliquen técnicas de recuperación mejorada de petróleo (EOR o IOR). A dichos proyectos y a los de petróleo extra pesado que requieran tratamiento especial (calidad de crudo inferior a los 16 grados API y con viscosidad a temperatura de reservorio superior a los 100 centipois) aprobados por la Comisión de Planificación de Inversiones Hidrocarburíferas se le reducirán la alícuota de regalías aplicables en un 50%.
Artículo 8°: Sustitúyase el artículo 34 de la Ley 17.319, por el siguiente texto: “El área máxima de una nueva concesión de explotación que sea otorgada en el futuro y que no provenga de un permiso de exploración, no podrá superar los 250 Km2”
Artículo 9°: Sustitúyase el artículo 35 de la Ley 17.319, por el siguiente texto: “De acuerdo a la siguiente clasificación las concesiones de explotación tendrán las vigencias establecidas a continuación:
Concesión de explotación convencional: 25 años
Concesión no convencional: 35 años. Este plaza incluirá un período de plan piloto de hasta 5 años.
Concesión en la plataforma continental en el Mar Argentino: 30 años
Los titulares de las concesiones de explotación, ya sea que a la fecha de inicio de vigencia de la presente modificación hayan sido o no prorrogadas, y siempre que hayan cumplido con sus obligaciones, podrán requerir su prórroga por un plazo de 10 años de duración. Dicha prórroga obligará al concesionario al pago únicamente de una sobre regalía adicional del 3%…”
Artículo 12°: Sustitúyase el artículo 47 de la Ley 17.319, por el siguiente texto: “Dispuesto el llamado a licitación en cualquiera de los procedimientos considerados en el artículo 46, la Autoridad de Aplicación confeccionará el pliego respectivo, en base al pliego modelo que, acordado con las provincias, aprobará la Comisión de Planificación de Inversión Hidrocarburíferas”
Artículo 13°: Sustitúyase el artículo 48 de la Ley 17.319, por el siguiente texto: “La Autoridad de Aplicación estudiará todas las propuestas y podrá requerir de aquellos oferentes que hayan presentado las de mayor interés, las mejoras que considere necesarias para alcanzar condiciones satisfactorias. La adjudicación recaerá en el oferente que haya presentado la oferta que a criterio debidamente fundado del PEN o provincial, según corresponda en particular proponga la mayor inversión o actividad exploratoria.
A partir de la vigencia de la presente, la alícuota del Impuesto a los Ingresos Brutos no podrá superar el 3%.
Las provincias no gravarán con el Impuesto a los Sellos los contratos, instrumentos financieros y otros relacionados con las inversiones hidrocarburíferas. En la etapa de explotación los contratos referidos a los servicios complementarios y de transporte relacionado con la actividad hidrocarburífera tendrán una alícuota del 0,7%. En el caso de la alícuota del Impuesto de Sellos no podrá superar el 0,5%.
Artículo 15°: Sustitúyase el artículo 57 de la Ley 17.319, por el siguiente texto: “El titular de un permiso de exploración pagará anualmente y por adelantado un canon por cada kilómetro o fracción”
Artículo 16°: Sustitúyase el artículo 59 de la Ley 17.319, por el siguiente texto: “El concesionario pagará mensualmente en concepto de regalías sobre el producido de los hidrocarburos un porcentaje del 12%, que el Poder Ejecutivo podrá reducir hasta un 5% (…) Las alícuotas de regalías serán el único mecanismo de percepción de renta petrolera sobre la producción de hidrocarburos por parte de las provincias”
Artículo 18°: Incorpórase como artículo 91 bis en la Ley 17.319 el siguiente texto: “Las provincias y el Estado nacional (…) no establecerán en el futuro nuevas áreas reservadas a favor de entidades o empresas públicas con participación estatal, cualquiera sea su forma jurídica. Respecto de las áreas que a la fecha hayan sido reservadas, pero a la fecha no cuenten con contratos de asociación con terceros, se llevarán adelante procesos competitivos y públicos con esquemas asociativos, en los cuales la participación de dichas entidades o empresas provinciales será proporcional a las inversiones comprometidas y que efectivamente sean comprometidas y que efectivamente sean realizadas por ellas, no admitiéndose modelos de contratación y/o explotación en los cuales la participación de tales empresas no conlleve una contraprestación proporcional de inversiones”
Título II: Régimen de promoción de inversión para la explotación de hidrocarburos
Artículo 19°: El Estado nacional incorporará al Régimen de promoción creado por el decreto 929/2013 a los proyectos que impliquen una inversión directa de US$ 250 millones y sean invertidos durante los primeros tres años del proyecto. Los beneficios previstos en dicho decreto se reconocerán a partir del tercer año contado desde la puesta en ejecución de los respectivos proyectos. El porcentaje de hidrocarburos respecto del cual se aplicarán los beneficios previstos en los art. 6 y 7 de dicho decreto será el siguiente:
Explotación convencional: 20%
Explotación no convencional: 20%
Explotación costa afuera: 60%
Artículo 21°: En el maro de los proyectos de inversión que sean aprobados por la Comisión de Planificación de Inversiones Hidrocarburíferas se establecen los siguientes aportes a las provincias productoras:
a) Un 0,5% del monto de inversión inicial dirigido a RSE a ser aportado por las empresas}
b) Un 1% para financiar obras de infraestructura
Título III: Regulación ambiental para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos convencionales, no convencionales y costa afuera
Título IV: Disposiciones complementarias,
Artículo 37°: El PEN a través de la Comisión de Planificación de Inversiones Hidrocarburíferas administrará el Programa de Estímulo a la inyección adicional de gas natural creado por la resolución 1/2013 y el programa de estímulo a la inyección de gas para empresas con inyección reducida creado por la resolución 60/2013.
