Por Francisco A. Macias y María Lorena Schiariti

El Estado Nacional ha sometido a consideración de las provincias productoras de hidrocarburos un proyecto de modificación de la Ley de Hidrocarburos N° 17.319 con relación a aspectos regulatorios, fiscales, promocionales y ambientales.

Desde hace algunos meses, el Estado Nacional viene debatiendo con las diez provincias productoras de hidrocarburos, agrupadas en la OFEPHI -Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos- un proyecto de reforma a la Ley de Hidrocarburos N° 17.319 que, entre otras cuestiones, adecúa el régimen vigente a las particularidades de la explotación de recursos no convencionales (el “Proyecto”).

De acuerdo con la versión del Proyecto que ha trascendido, el mismo contempla cuestiones regulatorias, fiscales, promocionales y ambientales. En varios aspectos, el Proyecto sigue los lineamientos del Decreto N° 929/2013 (B.O. 15/07/2013), incluyendo la definición de explotación no convencional de hidrocarburos. (1)
El Proyecto no tiene aún estado parlamentario.

1. Cuestiones regulatorias contempladas en el Proyecto

En materia regulatoria, el Proyecto crea la figura de la Concesión de Explotación No Convencional (CENC) cuyo objetivo principal es la explotación de hidrocarburos no convencionales pero que admite como actividad complementaria la explotación de yacimientos convencionales. Las CENCs tendrán un plazo de vigencia inicial de 35 años con opción a favor de su titular de prorrogarlas por un plazo adicional de 10 años. Se contempla el establecimiento de un Plan Piloto inicial de 5 años a partir de la adjudicación a opción del concesionario.

El Proyecto habilita a los titulares de concesiones y permisos actualmente vigentes a solicitar una CENC dentro de los límites del área cubierta por esas concesiones o permisos. También contempla la subdivisión del área en cuestión y la unificación bajo la nueva CENC de la parte subdividida con partes de otras áreas adyacentes cubiertas por concesiones del mismo titular. Ello, sujeto a que se demuestre la continuidad geológica entre los lotes subdivididos de ambas áreas.

En cuanto a los permisos de exploración, el Proyecto contempla una reducción y readecuación del esquema temporal vigente. Al respecto divide el plazo básico del permiso en 2 períodos (actualmente son 3) y no exige la reversión parcial del área como condición para ingresar al segundo período, aunque sí requiere la reversión del 50% del área para acceder al período de prórroga. La vigencia máxima posible de los permisos se reduce de 14 a 11 años para exploración de recursos convencionales on shore y a 13 años para los no convencionales y off shore.
El plazo de las concesiones también es modificado. Así,  se modifica el plazo de las concesiones de transporte, que actualmente es de 35 años con opción a prórroga por 10 años, distinguiendo según la concesión de transporte se origine en una concesión de explotación convencional o en una CENC. Para las primeras se reduce el plazo inicial a 25 años, mientras que para las segundas se mantiene en 35 años.

El Proyecto mantiene en 25 años el plazo de las concesiones convencionales on shore pero aumenta a 30 años el plazo de las concesiones off shore. En ambos casos se prevé la opción a prórroga por 10 años.

Las concesiones actualmente vigentes también pueden ser prorrogadas bajo los términos del Proyecto, incluso aun cuando ya hayan sido objeto de prórroga. Ello, en la medida que esas concesiones estén en producción al momento de solicitarse la prórroga. Para estas prórrogas y las que en el futuro se soliciten tanto respecto de concesiones convencionales como de CNECs, se mantiene como requisito que el concesionario haya dado buen cumplimiento a sus obligaciones bajo la concesión pero se aumenta a 1 año la antelación con la que debe solicitarse la prórroga, mientras que actualmente el plazo de antelación es de 6 meses previo al vencimiento del plazo inicial. El otorgamiento de la prórroga estará condicionado a la presentación de un plan de inversiones para el área y al pago de una regalía del 3%, adicional a la alícuota vigente al momento de la prórroga.

También se eliminan las restricciones que actualmente impiden a una misma persona ser titular de más de 5 permisos de exploración o 5 concesiones de explotación.
En materia de adjudicación de permisos y concesiones, el Proyecto mantiene la exigencia de que se realice mediante licitaciones competitivas, pero prevé que los pliegos correspondientes se deberán adecuar al modelo que aprobará la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas creada por el Decreto N° 1277/2012 (B.O. 27/07/2012) y establece como criterio de adjudicación la mayor inversión o actividad exploratoria.

El Proyecto elimina, con efectos hacia el futuro, la posibilidad de reservar áreas para su explotación por empresas públicas o con participación estatal, tanto nacionales como provinciales. Respecto de las áreas que actualmente se encuentran reservadas pero sin contrato de asociación vigente, el Proyecto prevé que deberán ser licitadas bajo la modalidad asociativa que se elija para su explotación, pero sin que la adjudicación pueda condicionarse a la obligación del socio privado de financiar inversiones de la empresa estatal.

Con respecto a las regalías, el Proyecto las define como el único mecanismo de percepción de renta petrolera para las provincias y establece una alícuota máxima del 12% para la etapa de explotación, que solo podrá incrementarse en un 3% durante el plazo de prórroga. También se contempla una reducción del 50% para la alícuota aplicable a proyectos que empleen técnicas de recuperación mejorada y los de producción de petróleo extra pesado.

2. Cuestiones tributarias contempladas en el Proyecto

En materia fiscal, el Proyecto establece la prohibición para los municipios de gravar las actividades hidrocarburíferas en todas sus formas. También contempla la aplicación de una alícuota máxima de Impuesto a los Ingresos Brutos del 3% para la extracción de hidrocarburos. Respecto del Impuesto de Sellos, se prevé una exención para los contratos e instrumentos relativos a inversiones y a servicios complementarios y de transporte vinculados a actividades de exploración. A su vez, se prevén las siguientes alícuotas máximas: (i) 0,7% para aquellos contratos e instrumentos relativos a servicios complementarios y de transporte vinculados a actividades de explotación; y (ii) 0,5% para los contratos e instrumentos relacionados con la comercialización de hidrocarburos.

3. Cuestiones ambientales

Finalmente, el Proyecto establece los presupuestos mínimos para la exploración, explotación y transporte tanto on shore como off shore. Entre estos presupuestos se incluyen la realización una Evaluación de Impacto Ambiental previa a la ejecución de un proyecto; el monitoreo y control de las actividades, con énfasis en los recursos  de suelo y agua; la priorización del uso de agua de formación, cuando sea técnica y económicamente viable;  el aislamiento de los pozos para protección de los acuíferos y la posibilidad de restricciones temporales al uso de aguas aptas para el consumo humano ante emergencias climáticas. También se prevé que la OFEPHI y el Estado Nacional promoverán el dictado de una regulación ambiental uniforme para el sector.

4. Régimen promocional

En materia promocional, el Proyecto prevé que se incluirán en el régimen promocional establecido mediante el Decreto N° 929/2013 a los proyectos de inversión directa por montos de 250 millones de dólares estadounidenses durante un plazo de 3 años. Los beneficios bajo este régimen que consisten principalmente en la libre disponibilidad sobre 20% de la producción del proyecto y de las divisas que se obtengan por su exportación y las garantías de que en caso de disponerse limitaciones a la exportación para el abastecimiento al mercado interno el productor percibirá el precio internacional y de acceso prioritario al mercado de cambios para la compra de divisas con los montos que le sean abonados en moneda local. Actualmente, en virtud de lo dispuesto en el Decreto N° 929/2013, estos beneficios están reservados para proyectos que involucran una inversión directa de más de 1.000 millones de dólares estadounidenses en un plazo de 5 años.

De acuerdo con el Proyecto, los beneficios de los nuevos proyectos se aplicarán a partir del tercer año de la puesta en ejecución y aplicarán sobre el 20% de la producción en los proyectos de explotación convencional y no convencional y sobre el 60% en los off shore.

5. Debate generado con relación al Proyecto

Las principales objeciones de las provincias se refieren a las limitaciones que se les pretende imponer  tanto en su participación en la renta petrolera como en la definición de (i) los proyectos que se aprueben como beneficiarios del régimen promocional y (ii) los términos para la adjudicación de los nuevos permisos y concesiones y para la prórroga de las actuales concesiones.

Estas discrepancias se centran en las disposiciones del Proyecto sobre los siguientes temas: (i) definición de las regalías como el único mecanismo de percepción de renta petrolera por parte de las provincias, (ii) imposibilidad de percibir un canon de reingreso como condición para la prórroga de las concesiones, (iii) derecho a prórroga por 10 años de las actuales concesiones, y (iv) definición del pliego modelo de licitación.

6. Consideraciones finales

Entendemos que, si bien es perfectible en varios aspectos, el Proyecto demuestra una decisión tendiente a generar condiciones más favorables para alentar el desarrollo del sector y, en caso de ser aprobado, resolvería algunos de los aspectos que deben considerarse para crear condiciones con el fin de atraer las inversiones requeridas para el desarrollo de los recursos no convencionales que permitan alcanzar el autoabastecimiento.

Sin perjuicio de las atribuciones del Estado Nacional en la materia, sería conveniente que las provincias productoras adhieran al proyecto para evitar conflictos futuros y dar previsibilidad a los actores privados.

Publicado por Marval News 29 de Agosto 2014