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Los gobernadores de Neuquén, Jorge Sapag, y de Chubut, Martín Buzzi, trabajaron ayer contra reloj junto con el presidente de YPF, Miguel Galuccio, y funcionarios del Gobierno nacional para elaborar la versión final del proyecto de ley de Hidrocarburos que será debatido en las próximas semanas en el Congreso.
A última hora se incorporaron una serie de puntos para facilitar el aval de los mandatarios de la Ofephi. El Inversor Online accedió al documento final presentado por la presidenta Cristina Kirchner.
Estos son los principales puntos que se sumaron ayer al proyecto de ley:
-Ingresos provinciales: el artículo 21 establece que los “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” que sean aprobados en el futuro por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas deberán abonar los siguientes aportes a las provincias productoras:
a) Un 2,5% del monto de inversión inicial del proyecto, dirigido a Responsabilidad Social Empresaria (RSE), a ser aportado por las empresas.
b) Un monto a ser determinado por la Comisión (que responde al ministro de Economía, Axel Kicillof), en función de la magnitud y alcance del proyecto de inversión para financiar obras de infraestructura en las provincias productoras, a ser aportado por el Estado Nacional.
Qué cambió: los gobernadores exigieron la inclusión de estos aportes para garantizar ingresos adicionales para los estados provinciales en función de la renta que generen los nuevos yacimientos hidrocarburíferos.
-Licitaciones provinciales: el artículo 29 instituye que las Autoridades de Aplicación de las provincias y la Secretaría de Energía de la Nación confeccionarán dentro de los 180 días a contar desde el inicio de vigencia de la ley, un pliego modelo que podrá ser revisado y actualizado periódicamente según la oportunidad y conveniencia de los concursos. El pliego modelo contemplará los términos y condiciones generales aplicables a los concursos, incluyendo entre otras, las garantías a las que deberán ajustarse las ofertas, el alcance de las inversiones y los ingresos que eventualmente pudieran corresponder a las respectivas Autoridades Concedentes.
Qué cambió: el borrador anterior establecía que el pliego modelo iba a ser elaboradora por la Comisión de Planificación de Inversiones Hidrocarburíferas, que responde a Kicillof. Los gobernadores lograron correr a ese organismo del medio e incluir a la Secretaría de Energía.
-Impuestos provinciales: se incorporó un Anexo 1, que funciona como un pacto fiscal entre la Nación y las provincias, a través del cual los distritos petroleros se comprometen a que la alícuota del Impuesto a los Ingresos Brutos para la actividad de extracción de hidrocarburos no podrá superar el 3%. Además, se establece que las provincias y municipalidades no podrán gravar a sus titulares con nuevos tributos ni aumentar los existentes. Y que las gobernaciones no incrementarán las alícuotas efectivas del impuesto de sellos que se encuentren en vigencia a la fecha, comprometiéndose a no gravar los contratos financieros que se realicen al estructurar los proyectos de inversión.
Qué cambió: el documento anterior incluía estos puntos tendientes a la homogeinización impositiva entre las provincias en el texto de ley. Los gobernadores se negaron porque lo consideraban anticonstitucional. A cambio, propusieron rubricar un pacto fiscal.
-Bono de prórroga: Se incorporó el artículo 58 bis, que contempla que la Autoridad de Aplicación podrá establecer para las prórrogas de concesiones de explotación, el pago de un bono de prórroga cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentesal final de período de vigencia de la concesión por el 2% del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos años anteriores al momento del otorgamiento de la prórroga. Asimismo, para los casos de realización de actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, a partir del vencimiento del periodo de vigencia de la concesión oportunamente otorgada y dentro de la concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, la Autoridad de Aplicación podrá establecer el pago de un bono de explotación cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes asociadas a la explotación convencional de hidrocarburos al final del periodo de vigencia de la concesión oportunamente otorgada y por el dos por ciento (2%) del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos años anteriores al momento del otorgamiento de la concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos.
Qué cambió: el documento anterior contemplaba el pago de un bono de prórroga por el 1,5% del precio promedio. Por pedido fundamentalmente de Sapag, la alícuota creció al 2% y además se incorporó el pago de un bono de ingreso cuando un concesionario convencional solicite una explotación no convencional.
–Prórroga de concesiones: el texto final fija que 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) que estén produciendo hidrocarburos en las áreas en cuestión y presenten un plan de inversiones consistente con el desarrollo de la concesión, podrán solicitar prórrogas por un plazo de 10 años de duración cada una de ellas. Una vez agotados dichos plazos de prórroga, los titulares de las concesiones de explotación podrán solicitar nuevas prórrogas, debiendo dar cumplimiento a las condiciones de prórroga establecidas en la presente ley.
Qué cambió: La redacción del proyecto anterior establecía que los concesionarios actuales tenían el “derecho” a requerir la prórroga de sus cambios, con lo cual dejaba abierta la idea de prórrogas a perpetuidad a favor de los privados. Los gobernadores pidieron una modificación de forma tal que las empresas “puedan solicitar” una prórroga. La decisión de otorgarla dependerá de la autoridad de aplicación provincial.
