Introducción

El 2 de octubre de 2018 se publicó en el Boletín Oficial el decreto N° 872/2018 (el “Decreto”) y el 6 de noviembre de 2018 se publicó la resolución N° 65/2018 de la Secretaría de Gobierno de Energía (la “Resolución”) mediante la cual se convoca a Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1 para la adjudicación de permisosde exploración para la búsqueda de hidrocarburos en las áreas del ámbito Costa Afuera Nacional que se determinan en el Anexo I del Decreto y en el Anexo I de la Resolución y se aprueba el Pliego de Bases y Condiciones que se agrega como Anexo II a la Resolución (el “Pliego”).

Estas medidas,así como el reciente Reglamento para el Otorgamiento de Permisos de Reconocimiento Superficial en el Ámbito Costa Afuera Nacional, que integra la Resolución N° 197 del 15 de mayo de 2018 del Ex Ministerio de Energía, se enmarcan en la política nacional en materia de hidrocarburos orientada a promover el incremento de la producción a fin desatisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos, objetivo principal previsto en los artículos 3° de la Ley N° 17.319 y sus modificatorias y 1° de la Ley Nº 26.741.

Como bien se señala en los considerandos del Decreto, la Plataforma Continental Argentina y las distintas cuencas exploratorias que la integran se encuentran sub-exploradas, sub-invertidas y con menos del UNO POR CIENTO (1%) de la superficie concesionada.

El 11 de marzo de 2016, la Comisión de Límites de la Plataforma Continental, órgano técnico creado por la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar (CONVEMAR), adoptó por unanimidad las recomendaciones sobre la presentación argentina, quedando en consecuencia reconocidos por la comunidad internacional los límites del territorio argentino en lo que respecta a su plataforma marítima, con lo cual se incorporaron más de un millón setecientos ochenta y dos mil quinientos kilómetros cuadrados (1.782.500 km2) de Plataforma Continental bajo control del país.

En este marco resulta necesario y oportuno adoptar medidas tendientes a incrementar el conocimiento, la exploración y producción de las áreas costa afuera ubicadas en la Plataforma Continental Argentina, a través de inversiones efectivas en tareas de prospección sísmica y exploratorias en general, por empresas que cuenten con capacidad técnica y financiera para lograr el desarrollo de las cuencas marinas, que aporten tecnología, equipos, maquinarias y demás inversiones necesarias en cada una de las áreas que se adjudiquen.

El Decreto funciona así como un programa de convocatorias o rondas de Concursos Públicos Internacionales con el fin de adjudicar permisos de exploración en áreas del ámbito costa afuera nacional, esto es, las situadas a partir de las doce (12) millas marinas medidas desde las líneas de base establecidas. Y la Resolución implementa ese programa.

Conviene empezar por decir que el Decreto y la Resolución son una buena noticia. Y como tal deben saludarse y acompañarse desde todos los sectores productivos.

Desde el punto de vista legal, el Decreto y la Resolución tocan todos o casi todos los aspectos del derecho de los hidrocarburos, de allí que resulte muy interesante su análisis para los que nos desenvolvemos en esta disciplina. Al acierto de la norma en general pueden agregarse algunas dudas sobre puntos en particular que trascienden a los aspectos prácticos que los inversores deben conocer al momento de planificar la inversión. El denominador común de estas cuestiones es que se han rescrito aspectos ya regulados con sabiduría en el texto actualizado de la ley 17.319. No queda claro si se intentó decir lo mismo con otras palabras o si se intentó aclarar o bien modificar esas cuestiones, lo que sería desafortunado e inapropiado desde el punto de vista de la jerarquía normativa. A algunas de esas cuestiones nos referiremos seguidamente, sin pretender agotar el debate.

Ámbito de aplicación territorial

Este nuevo marco regulatorio abarca las áreas costa afuera localizadas más allá de las 12 millas que se determinan en el Anexo I del Decreto y de la Resolución. Es decir que nos hallamos en ámbito totalmente bajo jurisdicción federal sin ningún tipo de injerencia regulatoria o recaudatoria provincial, según el reparto jurisdiccional que establece el artículo 1° de la Ley N° 17.319 y sus modificatorias (la “Ley”). No obstante,el art. 4° del Decreto invita a las provincias con jurisdicción sobre áreas costa afuera a coordinar con la Secretaría de Gobierno de Energía dependiente del Ministerio de Hacienda (la “Secretaría”) la convocatoria a concursos públicos internacionales entérminos similares a los que dicha autoridad determine de conformidad con el artículo 1° del Decreto. Esta exhortación es sumamente importante para evitar el mosaico normativo que se ha visto en el pasado y que se está viendo en recientes licitaciones provinciales no consistentes con normativa federal. Resulta además totalmente coherente con el llamado a confeccionar el Pliego Modelo establecido en el art. 47 de la Ley, que es una asignatura pendiente de la propia ley 27.007 (art. 29) a fin de contemplar los términos y condiciones generales aplicables a las licitaciones, 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 así como las condiciones especiales aplicables a adjudicaciones cuyo objeto sea la exploración y/o explotación convencional de hidrocarburos, explotación no convencional, costa afuera, petróleos extra pesados, exploración en áreas de frontera y demás situaciones que puedan ser contempladas por dichas autoridades de aplicación.

Más allá de este principio general, la necesaria compatibilización jurisdiccional se va a ver precisada por la propia Secretaría ante situaciones de interjurisdiccionalidad cuando existan yacimientos compartidos entre áreas bajo jurisdicción federal y provincial (una o más provincias), instalaciones de naturaleza interjurisdiccional, comercialización y transporte interjurisdiccional de hidrocarburos o cuestiones ambientales de la misma naturaleza.En el hipotético caso en que existieran yacimientos o áreas que se extiendan a ambos lados de la línea de las 12 millas podría surgir el caso de plazos de vigencia disímiles para los derechos petroleros otorgados o prorrogados de un lado y del otro. En ese supuesto también será necesaria la coordinación jurisdiccional para asegurar una explotación armónica y eficiente.

Libre Disponibilidad

El artículo 4° del Pliego establece la aplicación de los beneficios previstos en el Decreto N° 929 del 8 de julio de 2013 en los términos y condiciones establecidos en la Ley N° 27.007  y su incorporación al título de la Concesión de Explotación, por lo que constituirán derechos adquiridos en cabeza de los titulares y, como tales, gozarán de protección constitucional ante posibles cambios de ley.

Más allá de esto no parece adecuado decir que tendrán la libre disponibilidad del sesenta por ciento (60%) de los hidrocarburos producidos desde pozos perforados en laConcesión de Explotación en locaciones donde la profundidad promedio de lasaguas supere los noventa metros (90 m), y del veinte por ciento (20%)en los demás casos. En realidad toda la producción goza de libre disponibilidadcon las limitaciones para los supuestos de desabastecimiento interno que taxativamente regula el art. 6° de la Ley.De lo que se trata cuando se establecen esos porcentajes del 60% y del 20% es del derecho de comercializar libremente (exportar), sin retenciones (derechos de exportación) y con derecho de libre disponibilidad sobre el 100% de las divisas resultantes de esas exportaciones o adquiridas en el MULC en los casos que la Ley prevé.

Regalías

El Decreto fija la tasa de las regalías, previstas en el artículo 59 y sus modificatorias,entre el cinco por ciento (5%) y el doce por ciento (12%) en función del grado de desarrollo de losrespectivos proyectos. En realidad como se puede advertir en el Pliego, la tasa varía dentro de esa franja en función del resultado del “Factor R”,que es igual al resultado de dividir elacumulado de (ventas de producción - regalías) por el acumulado de (inversiones E&D + inversiones D + G.O.), según se detalla en el adjunto 6 al pliego.

En esto es perfectamente coherente con el segundo párrafo del art. 59 de la Ley: el Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda como autoridades concedentes, podrá reducir la regalía hasta el cinco por ciento (5%) teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos.

Debe recordarse que, con independencia de lo anterior, el Artículo 27 ter incorporado  a la Ley por el art. 4° de la ley 27.007, establece que “Aquellos proyectos de Producción Terciaria, Petróleos Extra Pesados y Costa Afuera que por su productividad, ubicación y demás características técnicas y económicas desfavorables, y que sean aprobados por la Autoridad de Aplicación y por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, podrán ser pasibles de una reducción de regalías de hasta el cincuenta por ciento (50%) por parte de la Autoridad de Aplicación provincial o nacional, según corresponda.”

Es decir que más allá de la reducción automática ya otorgada bajo el art. 59 de la Ley, el Concesionario podría solicitar una reducción adicional en casos especialmente desfavorables, de conformidad con el art. 27 ter.

Suspensión del Desarrollo

Según el artículo 11.2 del Pliego el permisionario podrá, al momento de solicitar el otorgamiento de laconcesión respecto de aquellos lotes correspondientes a yacimientospredominantemente gasíferos en aguas someras y yacimientos de todo tipo enaguas profundas y muy profundas,peticionar a la Autoridad de Aplicación que la concesión se otorgue conla suspensión de la obligación de llevar a cabo su desarrollo. Para ello el permisionario deberá acreditar, mediante un informe circunstanciado, cuálesson las dificultades que obstan al desarrollo del descubrimiento, tales como falta deinfraestructura troncal necesaria y/o razones de economicidad de la inversión, debiendo manifestar, ineludiblemente, cuáles serían las condiciones que,mínimamente, permitirían llevar a cabo un desarrollo rentable. A efectos de solicitarla suspensión del desarrollo, el permisionario deberá haber perforado al menos dos (2) pozos en cada uno de los yacimientos sobre los cuales solicite la suspensión. La suspensión del desarrollo podrá otorgarse por un plazo de hasta cinco (5) años desde el otorgamiento de la concesión, prorrogable por la autoridad de aplicación hasta cinco (5) años adicionales en caso de subsistencia de las condiciones no convenientes invocadas y acreditadas por el concesionario.

Este régimen tieneuna particularidad, que es que establece la “suspensión del desarrollo” cuando en realidad debió establecer la suspensión de los efectos de la declaración de comercialidad.Hubiera sido más acorde con la experiencia de la industria aplicar la solución del art. 14 del decreto 214/94: Los titulares del Permiso de Exploración al efectuar la declaración de comercialidad de un lote, podrán solicitar la suspensión de sus efectos con relación a ese lote, condicionado ello a la capacidad disponible para el transporte de hidrocarburos, a la posibilidad de su industrialización y al desarrollo del mercado, por un lapso de cinco (5) años, el que podrá ser prorrogado por la Autoridad de Aplicación por un plazo igual, en caso de subsistir las condiciones imperantes que motivaron tal solicitud de suspensión. Los lotes que sean objeto de dicha suspensión no se computarán para la determinación del área remanente a los efectos de las reversiones que correspondan.

Sobre esa base, resulta extraño a la ley y a la práctica de la industria el caso establecido en los siguientes párrafos del Pliego:

11.3. La suspensión del desarrollo establecida en el artículo anterior, no suspenderáel plazo original de la concesión, que iniciará su vigencia a partir de la publicación del acto administrativo que la otorga, sino que, únicamente, autorizará al concesionario a conservar el lote de explotación respecto del cual se hubiere otorgado la concesión, sin obligación de invertir en su desarrollo durante el plazo de suspensión, a la espera del cambio de las circunstancias acreditadas por el futuro concesionario y aceptadas por la autoridad de aplicación.

En realidad, sí, debería suspenderse el plazo original de la concesión por el plazo máximo establecido, asimilándose a una situación de fuerza mayor, por no estar dadas las condiciones de comercialidad por razones ajenas al permisionario.Esa es “la propia lógica de esta institución petrolera”, como se establece en los considerandos de la Resolución 246/2001, donde la suspensión de los efectos de la comercialidad dispuesta oportunamente implicó la postergación del plazo de explotación previsto en el Artículo 35 de la Ley Nº 17.319 respecto de las concesiones de explotación correspondientes.

Y esa suspensión de los efectos debería contemplarse también respecto del canon a abonar. Por eso no parece atinado el art. 11.4 del Pliego:

11.4. El canon a abonar por la concesión se calculará multiplicando el monto establecido en el artículo 58 de la ley n° 17.319, y sus modificatorias, por la superficie de los lotes de explotación que abarque la concesión de que se trate, aun cuando el desarrollo hubiera sido suspendido de conformidad con el artículo 11.2 del presente(énfasis agregado).

Impuestos

Dada la necesidad de otorgar incentivos a estos proyectos de altísimo riesgo e inversión, surge la necesidad de revisar el Decreto Nº 751 del 15 de mayode 2012, en cuanto deja sin efecto los beneficios impositivos y aduaneros previstos en el Régimen Especial Fiscal y Aduanero de la ley 19.640  para las actividades relacionadas con la extracción de gas y petróleo y servicios conexos. El Decreto 1049/2018 publicado el 14 de noviembre de 2018 es un paso en ese sentido, ya que exceptúa de lo dispuesto en el primer párrafo del artículo 1º del Decreto N°751/2012 a las actividades relacionadas con la producción de gas y petróleovinculadas con nuevos emprendimientos hidrocarburíferos. Las disposiciones del nuevo decreto producirán efectos para los hechos imponibles que se generen y las gananciasque se devenguen a partir del 1° de enero de 2019. La Secretaría deberá definir el alcance de la expresión “nuevos emprendimientos hidrocarburíferos” y es de esperar que lo haga en sentido amplio, abarcativo de los nuevos emprendimientos costa afuera.

También sería conveniente que, en el marco del nuevo régimen fiscal de los hidrocarburos que se está proyectando, se reglamente la ley de impuesto a las ganancias para permitir la amortización acelerada de los costos de abandono.

Y que se convierta en ley la deducción acelerada tanto de los “gastos de exploración”(estudios geológicos, geofísicos, petrofísicos y adquisición, procesamiento y reprocesamiento de líneas sísmicas; como así también la perforación de pozos exploratorios) como de los “gastos de desarrollo”(inversiones efectuadas en pozos productivos, plantas, equipos, ductos, infraestructura, accesos, obras viales, viviendas para el personal, comunicaciones, seguridad, instalaciones, y toda otra erogación relativa al desarrollo del yacimiento), conforme lo previsto en la Ley de Impuesto a las Ganancias (t.o. por Decreto 649/97, B.O. 06/08/97, Anexo I, con las modificaciones posteriores).

Finalmente, podría analizarse la extensión de los beneficios establecidos en la ley 26.360 para la promoción de inversiones en bienes de capital y obras de infraestructura, como por ejemplo la devolución anticipada del Impuesto al Valor Agregado correspondiente a los bienes u obras de infraestructura incluidos en el proyecto de inversión propuesto.

Pagos bajo la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar

Además de regalías, canon e impuestos para el cálculo del government take habrá que tener en cuenta lo establecido en el art. 11.10 del Pliego:

11.10. Los pagos o contribuciones en especie que el Estado Nacional debiere efectuar en los términos del artículo 82 de la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar, son asumidos por el concesionario como obligación en los términos de este Pliego. El concesionario deberá entregar al Estado Nacional una suma o cantidad de hidrocarburos equivalente a la que debiera pagar o entregar el Estado Nacional, según se lo notifique el Estado Nacional por escrito con una antelación no inferior a treinta (30) días a la fecha del pago o la entrega de hidrocarburos de la que se tratase.

El Artículo 82 de la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar a que hace referencia el Pliego establece los pagos y contribuciones respecto de la explotaciónde la plataforma continental más allá de las 200 millas marinas contadas a partir de laslíneas de base desde las cuales se mide la anchura del mar territorial.

Esos pagos y contribuciones se efectuarán anualmente respectode toda la producción de un sitio minero después de los primeros cincoaños de producción en ese sitio. En el sexto año, la tasa de pagos ocontribuciones será del 1 % del valor o volumen de la producción en el sitiominero. La tasa aumentará el 1 % cada año subsiguiente hasta el duodécimoaño y se mantendrá en el 7 % en lo sucesivo. La producción no incluirá losrecursos utilizados en relación con la explotación.

Es decir que se podría llegar a pagar una especie de “regalía adicional” de hasta el 7%. Este  porcentaje tan significativo seguramente impactará los economics del proyecto a la hora de tomar la decisión de inversión.

Yacimientos Compartidos

Según el Art. 11.6 del Pliego En caso que se dé el supuesto de yacimientos compartidos entre dos (2) omás concesionarios, ninguno de ellos podrá conducir sus operaciones demodo que cause perjuicios para los concesionarios vecinos (artículo 36,segundo párrafo de la Ley N° 17.319). A solicitud de cualquiera de losconcesionarios, la Autoridad de Aplicación evaluará la situación y, encaso de proceder, establecerá que el yacimiento del que se trata es un yacimientocompartido susceptible de unificación. En este caso, los concesionariosinvolucrados contarán con un plazo de hasta SEIS (6) meses para lograr un acuerdoen la forma de explotar dicho yacimiento compartido, que deberá ser sometido a laconformidad de la Autoridad de Aplicación. Vencido dicho plazo sin haberalcanzado un acuerdo, los concesionarios involucrados deberán someter ladivergencia a un árbitro elegido de común acuerdo por las Partes conforme loprevisto en el presente pliego, o en su defecto, por la Autoridad deAplicación.

Esta redacción aporta mayor detalle que el muy escueto artículo 36 de la Ley: La autoridad de aplicación vigilará el cumplimiento por parte de los concesionarios de las obligaciones que esta ley les asigna, conforme a los procedimientos que fije la reglamentación. Vigilará, asimismo, que no se causen perjuicios a los permisionarios o concesionarios vecinos y, de no mediar acuerdo entre las partes, impondrá condiciones de explotación en las zonas limítrofes de las concesiones.

Es doctrina pacífica en nuestro derecho que el art. 36 de la Ley consagra la llamada “regla de captura”, es decir que los hidrocarburos producidos en un lote pertenecen al productor, con independencia de que en realidad provengan de otros lotes. Cuando el mismo artículo de la Ley exige que no se causen perjuicios al titular vecino, lo que busca no es impedir la captura sino la captura negligente, que ocasiona pérdidas de producción o producción ineficiente. Y finalmente, cuando establece las condiciones de explotación adecuadas en la zona limítrofe lo hace a futuro, es decir que esa condición no puede ser retroactiva porque ello implicaría no ya limitar sino violentar la regla de captura.

Ahora bien, la reformulación del Pliego respecto del texto de la Ley, ¿implica abandonar la regla de captura? No debería ser así. Pero no deja de llamar la atención que, a diferencia de la Ley, que autoriza la intervención de la autoridad regulatoria a falta de acuerdo de partes en las condiciones de explotación de la zona limítrofe de las concesiones, el Pliego extiende esa jurisdicción a todo el yacimiento, y en un triple carácter: como “autoridad determinante” de la existencia o no de yacimientos compartidos, como “autoridad de homologación”, si hay acuerdo, y como “árbitro”, si no lo hay. Este mayor intervencionismo en una cuestión tan compleja, delicada y –digámoslo- probable en los yacimientos costa afuera, arroja un elemento de incertidumbre adicional para estos emprendimientos ya de por sí tan riesgosos. Empresas que invierten sumas muy significativas con un riesgo geológico alto, podrían verse “sorprendidas” en un futuro no muy lejano por una decisión administrativa que podría modificar los alcances de los derechos que tuvieron en miras al momento de tomar su “decisión final de inversión”. A eso se suma la falta de claridad en cuanto a cómo impugnar esa posible decisión administrativa, y las bajas chances de éxito que podría tener esa impugnación, teniendo en cuenta la altísima complejidad de la materia y las razones de oportunidad, mérito y conveniencia que podría alegar la Administración.

Por otra parte, ¿qué ocurriría si los yacimientos compartidos los fueran entre una concesión otorgada bajo el Pliego y un área no concesionada o concesionada bajo otro régimen? Evidentemente habría que aplicar la Ley, no el Pliego, por lo que llegaríamos a resultados distintos según el origen del título de que se trate, con grandes chances de tratamiento desigual o discriminatorio entre los distintos titulares.

Transporte

De acuerdo con 11.7 del Pliego, los CONCESIONARIOS, a efectos de lograr mayor eficiencia y efectividad de sus inversiones y la producción resultante de las mismas, se comprometen a brindar acceso abierto a la capacidad remanente de sus instalaciones de infraestructura (incluyendo, sin limitarse a, las instalaciones de transporte, compresión, tratamiento) a tarifas de mercado y en condiciones de transparencia y no discriminación, a todo CONCESIONARIO que requiera de dicho acceso.

¿Se habrá querido decir algo distinto que lo establecido en el artículo 43 de la Ley?

Dice el art. 43  de la Ley:Mientras sus instalaciones tengan capacidad vacante y no existan razones técnicas que lo impidan, los concesionarios estarán obligados a transportar los hidrocarburos de terceros sin discriminación de personas y al mismo precio para todos en igualdad de circunstancias, pero esta obligación quedará subordinada, sin embargo, a la satisfacción de las necesidades del propio concesionario.

Los contratos de concesión especificarán las bases para el establecimiento de las tarifas y condiciones de la prestación del servicio de transporte. La autoridad de aplicación establecerá normas de coordinación y complementación de los sistemas de transporte.

La Ley habla del “transporte”, mientras que el artículo del Pliego es más extenso y abarca también instalaciones de tratamiento.

Si un concesionario de origen distinto al Pliego tiene concesiones de transporte por oleoducto o gasoducto que no comprenden a las instalaciones adicionales (ej. planta de procesamiento),  el acceso a terceros respecto de ese concesionario se aplicaría al transporte, pero no necesariamente al tratamiento del gas. En cambio si el concesionario lo fuera bajo el Pliego, debería brindar acceso abierto también a las instalaciones de tratamiento.

Volvamos al Pliego ¿Cuál es el precio de mercado en estos desarrollos costa afuera totalmente remotos y alejados de infraestructura de transporte? ¿Si hay razones técnicas, como dice la Ley, debemos entender que los concesionarios están eximidos de aportar capacidad vacante? Este es uno de los casos en los que no está claro si la redacción diferente que el pliego ha adoptado obedece a un intento de confirmar, aclarar o modificar lo ya establecido por la Ley.

Caso Fortuito o Fuerza Mayor

Es loable que se prevea el caso fortuito como concepto,así como la referencia a losartículos 1730 y concordantesdel Código Civil y Comercial de la Nación. Sería bueno agregar lo que quedó implícito: la exoneración de las obligaciones del permisionario o concesionario en estos casos. Debemos interpretar que en el supuesto de Caso Fortuito o Fuerza Mayor, los derechos y obligaciones que surjan del Contrato, quedarán suspendidos mientras dure dicha causa.

Medio Ambiente

Normas aplicables

El tema de la normativa aplicable a la cuestión ambiental costa afuera plantea un mosaico de normas internacionales y nacionales, de naturaleza legal y convencional. A esto se agregan las políticas de las empresas operadoras que normalmente se guían por un sistema mixto de principios generales de la industria adaptados a los requisitos nacionales y a las tecnologías disponibles en cada caso.

En el Pliego se podría haber elegido una regulación genérica o una más específica, pero se optó por un sistema abierto, tanto en cuanto a las fuentes como a futuros cambios en la ley, lo que significa un desmedro a la definición del marco regulatorio difícil de cuantificar como costo al momento de hacer la inversión.

El art. 14 del Pliego exige el empleo de las mejores técnicas disponibles para prevenir y mitigar los impactos ambientales negativos y la implementación de un Sistema de Gestión Ambiental diseñado de acuerdo a modelos internacionales reconocidos para las actividades objeto del permiso y/o la concesión, en el que se incluya una evaluación y gestión del riesgo.

Más allá de eso, se establece: “Los PERMISIONARIOS y/o CONCESIONARIOS darán cumplimiento a las disposiciones legales y reglamentarias de la REPÚBLICA ARGENTINA y a los Convenios y Tratados Internacionales en la materia, suscritos y ratificados por la REPÚBLICA ARGENTINA y a las guías específicas establecidas por la AUTORIDAD DE APLICACIÓN, que se encuentren vigentes a cada momento.

Las normas y guías a ser emitidas por la AUTORIDAD DE APLICACIÓN seguiránlas normas o guías de buenas prácticas ambientales de aplicación internacional,como, por ejemplo: AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API), INTERNATIONALORGANIZATION FOR STANDARIZATION (ISO), y ORGANIZACIÓN MARÍTIMAINTERNACIONAL (OMI).”

También se hace referencia a esas normas en el art. 14.5 del Pliego cuando se establece que, para el abandono de pozos,además de la normativa aplicable en la materia, los permisionarios y/o concesionarios se comprometen a adoptar aquellas prácticas comúnmente aceptadas por la comunidad internacional en este tipo de tareas de abandono, tales como las emanadas de las Entidades Internacionales mencionadas.

La Secretaría podría resolver la vaguedad de estas referencias y la incertidumbre que ocasionan al emitir las prácticas recomendadas.

Una propuesta de principios básicos:

- Los permisionarios y concesionarios deben adoptar las medidas de seguridad a fin de evitar la contaminación del agua de acuerdo con la "Conferencia Internacional sobre Contaminación del Mar”aprobada por la ley 24.089.

- Los permisionarios y concesionarios deberán contar con una cobertura de seguro específico, por contaminación marina, que ampare las operaciones que realicen las plataformas y sus servicios, incluyendo los buques de apoyo afectados. Dicho seguro podrá reemplazarse por un “seguro de caución” o autoseguro hasta un monto equivalente para cubrir daños y remediación.

- Con lo anterior debe darse por cumplida la obligación de contratar un seguro de cobertura con entidad suficiente para garantizar el financiamiento de la recomposición del daño que en su tipo pudiere producir; y/o la integración de un fondo de restauración ambiental que posibilite la instrumentación de acciones de reparación bajo el art. 22 de la Ley General de Ambiente N° 25.675.

- Para el transporte de hidrocarburos líquidos y gaseosos por ductos submarinosse aplicará el Reglamento Técnico, establecido en el ANEXO I de la ResoluciónSE 951/2015 y las Normas de Protección Ambiental Aplicables A Ductos Submarinos que Transportan Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos, establecidas en el Anexo II de la misma resolución.

- El abandono de pozos se hará de conformidad con la normativa argentina aplicable.

- Al término del permiso o concesión, las instalaciones que no sean removidas por el permisionario o concesionario se transferirán al Estado Nacional en el estado en que se encuentrende conformidad con el artículo 37 de la Ley N° 17.319.

Medio Ambiente

Responsabilidad de los permisionarios y concesionarios

En el régimen general de la ley de hidrocarburos, la responsabilidad es subjetiva: 

El Art. 69 c) de la ley 17.319establece la obligación de evitar cualquier desperdicio de hidrocarburos; si la pérdida obedeciera a culpa o negligencia, el permisionario o concesionario responderá por los daños causados al Estado o a terceros;

Y se complementa con la obligación de usar las mejores prácticas, no causar daños a terceros y contratar seguros adecuados.

En el Pliego esto se desdibuja, volviéndose la responsabilidad objetiva e ilimitada:

14.4. Los PERMISIONARIOS y/o CONCESIONARIOS serán responsables por los pasivos ambientales que se generen como consecuencia de las operaciones petroleras bajo su responsabilidad y asumirán los costos de las acciones de remediación requeridas para eliminarlos.

Debe entenderse que ese principio objetivo que informa también la Ley General de Ambiente N° 25.675, debe adaptarse al concepto de desarrollo sostenible y a las particularidades de la operación offshore, con sus riesgos y consecuencias. De allí la importancia de atenuar estar responsabilidad, potencialmente ilimitada.

Jurisdicción y Arbitraje

En apretada síntesis, las controversias que se susciten en el marco del Decreto y del Pliego pueden someterse a árbitros extranjeros en ciertos casos, pero la sentencia que se obtenga tendrá limitaciones en cuanto a su ejecución y el procedimiento elegido impedirá la aplicación de los mecanismos establecidos en los tratados bilaterales de inversión.

El extenso régimen de controversias establecido en el art. 17 de la Resolución deber leerse en conjunto con el art. 3° del Decreto:

ARTÍCULO 3°.- Autorízase la inclusión, en los permisos de exploración que se otorguen en el marco del ConcursoPúblico y en las concesiones de explotación que obtengan los titulares de dichos permisos en los términos delartículo 17 de la Ley N° 17.319 y sus modificatorias, de cláusulas que establezcan la prórroga de jurisdicción a favorde tribunales arbitrales internacionales con sede en un Estado que sea parte en la Convención sobre elReconocimiento y Ejecución de las Sentencias Arbitrales Extranjeras (Nueva York, 1958).

Sin embargo, el Pliego establece que las controversias que se deriven del Pliego y del eventual permiso o concesión que no puedan ser resueltas mediante negociaciones amistosas, y que no superen los veinte millones de dólares, deben ser sometidas a los tribunales federales competentes con sede en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Las que excedan ese monto serán sometidas a un tribunal arbitral de tres miembros, de acuerdo con las Reglas de Arbitraje elegidas de común acuerdo por las Partes, o, en caso de falta de acuerdo, de conformidad con el Reglamento de Arbitraje de la CNUDMI. La sede del arbitraje será la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, salvo que el permisionario o concesionario esté sujeto a control por parte de accionistas extranjeros, en cuyo caso la sede podrá estar en un Estado que sea parte en la Convención sobre el Reconocimiento y Ejecución de las Sentencias Arbitrales Extranjeras (Nueva York, 1958).

El sometimiento de la controversia a arbitraje por el permisionario y/o concesionario en los términos que anteceden, impedirá al accionista extranjero con participación accionaria mayoritaria reclamar al amparo de un tratado bilateral de inversión por los mismos hechos o medidas. Por ello, a los fines de poder iniciar una solicitud de arbitraje, el permisionario y/o concesionario deberá presentar, como condición para su validez: (i) la renuncia de los accionistas extranjeros controlantes o mayoritarios a presentar reclamos bajo un tratado bilateral de inversión en relación con los hechos y medidas que se cuestionen en la controversia sometida a arbitraje; y (ii) un compromiso de indemnidad del permisionario y/o concesionario por los reclamos de accionistas extranjeros minoritarios bajo un tratado bilateral de inversión en relación con los hechos y medidas que se cuestionen en la controversia sometida a arbitraje.

Por otra parte, el mismo artículo 17 del Pliego establece que, si yaexistiere un tribunal arbitral en funciones entendiendo en otras controversiassometidas a arbitraje por el mismo permisionario y/o concesionario, lanueva controversia (siempre que el monto reclamado sea mayor a dólares estadounidenses veinte millones) será sometida almismo tribunal arbitral, excepto que se encuentre ya disuelto, o que medie acuerdo en contrario de las partes.

Toda esta novedosa reglamentación trae una serie de incertidumbres. Por ejemplo, si hasta 20 millones hay que ir a los tribunales federales y por encima al arbitraje internacional, ¿qué pasaría con las controversias donde el monto en disputa no está determinado? Si el monto fuera mayor pero hay otro tribunal entendiendo en una causa distinta, ese tribunal sería una especie de fuero de atracción o de acumulación de causas. Si ese tribunal anterior hubiera sido constituido bajo el mecanismo de un acuerdo bilateral de inversión, quedaría sin efecto el “fork in theroad” que el Pliego establece un poco más arriba, cuando precluye esa posibilidad y ordena la renuncia de los accionistas, creando desigualdades entre las eventuales contrapartes del Estado Nacional. Todas estas cuestiones, sumadas a las limitaciones a la ejecución del laudo que se describen a continuación, empañan las bondades de la solución arbitral, transformándola en un verdadero “juego de la oca” de desenlace incierto.

Ejecución del laudo

El Decreto establece que la prórroga de jurisdicción que se aprueba por el presente no implicará renuncia alguna de la REPÚBLICAARGENTINA con relación a la inmunidad de ejecución de los bienes que se detallan a continuación:

a) Cualquier reserva del BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA ARGENTINA.

b) Cualquier bien perteneciente al dominio público localizado en el territorio de la REPÚBLICA ARGENTINA,incluyendo los comprendidos por los artículos 234 y 235 del Código Civil y Comercial de la Nación.

c) Cualquier bien localizado dentro o fuera del territorio argentino que preste un servicio público esencial.

d) Cualquier bien (sea en la forma de efectivo, depósitos bancarios, valores, obligaciones de terceros o cualquierotro medio de pago) de la REPÚBLICA ARGENTINA, sus agencias gubernamentales y otras entidadesgubernamentales relacionadas con la ejecución del presupuesto, dentro del alcance de los artículos 165 a 170 de laLey N° 11.672 Complementaria Permanente de Presupuesto (t.o. 2014).

e) Cualquier bien alcanzado por los privilegios e inmunidades de la Convención de Viena sobre RelacionesDiplomáticas de 1961 y la Convención de Viena de 1963 sobre Relaciones Consulares, incluyendo, pero nolimitándose a bienes, establecimientos y cuentas de las misiones argentinas.

f) Cualquier bien utilizado por una misión diplomática, gubernamental o consular de la REPÚBLICA ARGENTINA.

g) Impuestos y/o regalías adeudados a la REPÚBLICA ARGENTINA y los derechos de la REPÚBLICAARGENTINA para recaudar impuestos y/o regalías.

h) Cualquier bien de carácter militar o bajo el control de una autoridad militar o agencia de defensa de laREPÚBLICA ARGENTINA.

i) Cualquier bien que forme parte de la herencia cultural de la REPÚBLICA ARGENTINA.

j) Los bienes protegidos por cualquier ley de inmunidad soberana que resulte aplicable.

Conclusiones

La exploración y el desarrollo de yacimientos costa afuera se caracteriza por un alto riesgo geológico y operativo y requiere inversiones muy significativas a largo plazo. Ese riesgo puede mitigarse con un marco regulatorio que asegure reglas de juego claras y estables, obligaciones sostenibles y ciertos beneficios que permitan darle previsibilidad y sustentabilidad técnica, económica y financiera a estos proyectos.

El Decreto y la Resolución implementan la política energética nacional de promover el incremento de la producción a fin de satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos. Constituyen un paso en la dirección correcta, sin perjuicio de que en el contexto actual son necesarios mayores incentivos para atraer inversiones de riesgo de esta magnitud en un ambiente mundial altamente competitivo con alternativas más ventajosas tanto por la cercanía a los centros de consumo como por el acceso a instalaciones e infraestructura adecuada.

Desde el punto de vista de la técnica jurídica, en algunos casos el Decreto, la Resolución y el Pliego muestran clara consistencia con la Ley. En otros se ha intentado innovar conreformulaciones de institutos ya establecidos en nuestro derecho. En ciertos casos, a través de una resolución se avanza en cuestiones ya zanjadas por la Ley en aspectos en los que ni siquiera otras normas de jerarquía superior quisieron innovar. La aplicación de esas soluciones del Pliego diferentes de las que establece la Ley podría generar un tratamiento desigual respecto de titulares de derechos de origen distinto a las licitaciones que se realicen bajo el Pliego y la necesidad consiguiente de armonizar regímenes disímiles. Es de esperar que estas cuestiones puedan resolverse en nuevas normas y regulaciones que aseguren mayor previsibilidad.