Modificación Ley de Hidrocarburos

Posible texto a debatir en el Congreso Septiembre 2014

Fuente: Inversor energético

Artículo Nro. 1• Sustituyese el artículo 23 de la ley 17319 por el siguiente texto: “Los plazos de los permisos de

exploración serán fijados en cada licitación por la autoridad de aplicación, de acuerdo al objetivo de exploración, según el siguiente detalle: Plazo básico: Exploración con objetivo convencional:

• 1er Período exploratorio: 3 años• 2do Período exploratorio: 3 años• Prórroga de hasta 5 años• Exploración con objetivo no convencional:• 1er período: 4 años• 2do Período: 4 años• Prórroga de hasta 5 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.• La transformación parcial del área del permiso de exploración en concesión de explotación

realizada antes del vencimiento del plazo básico de permiso, conforme a lo establecido en el art. 22, autoriza a adicional al plazo de la concesión el lapso no transcurrido del permiso de exploración, excluído el término de la prórroga. En cualquier momento, el permisonario podrá renunciar a toda o parte de área cubierta por el permiso de exploración, sin perjuicio de las obligaciones, prescriptas en el artículo 20”

Artículos Nro. 2, 3 y 4• Artículo 2. Sustitúyese el artículo 25 de la Ley 17319 por el siguiente texto:• “Artículo 25. “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”.

Artículos Nro. 12 y 13• 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 y la Comisión de Planificación de Inversión Hidrocarburíferas, el que consignará a título ilustrativo y con mención de su origen las informaciones disponibles concernientes a la presentación de propuestas. Asimismo, el pliego contendrá las condiciones y garantías a que deberán ajustarse las ofertas”

• 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.

Artículos Nro. 15 y 16• Artículo 15: Incorpórase como artículo 58 bis de la Ley 17319 el siguiente texto: “La Autoridad

de Aplicación podrá establecer para las prórrogas de concesiones de explotación, el pago de un bono de prórroga cuyo monta máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes por el 1,5% del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos años anteriores al momento de otorgamiento de la prórroga, no pudiendo exceder el 30% de las inversiones totales previstas para los tres primeros años de vigencia de la prórroga correspondiente…”

• Artículo 16: Sustitúyese el artículo 59 de la Ley 17.319 por el siguiente texto: “Artículo 59. El concesionario de explotación pagará a la autoridad concedente el concepto de regalías sobre el producto de los hidrocarburos líquidos extraidos en boca de pozo un porcentaje del 12%. Idéntico porcentaje del valor de los volúmenes extraidos y efectivamente aprovechados tributará mensualmente la producción de gas en concepto de regalías. Para el pago de esta regalía, el valor del gas será fijado conforme al procedimiento indicado para el petróleo crudo en el artículo 61.

• En ambos casos el Poder Ejecutivo podrá reducir la misma hasta el 5% teniendo en cuenta la productividad condiciones y ubicación de los pozos. Asimismo, en caso de prórroga corresponderá el pago de una regalía adicional de hasta 3% respecto a la regalía aplicable al momento de la primera prórroga y hasta un máximo total de un 18% de regalías para las siguientes prórrogas”

Artículo Nro. 21• -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.

Artículo Nro. 29• 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.

Anexo 1• 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.

Artículo Nro. 58 bis• 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• 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.

Links utilizados

• http://elinversoronline.com/2014/09/exclusivo-cuales-son-los-cambios-que-se-incorporaron-a-ultima-hora-en-la-ley-petrolera/?utm_source=general&utm_campaign=5e2e2aac70-elinversoronline_com_170914_1&utm_medium=email&utm_term=0_80878854d5-5e2e2aac70-5013465#sthash.G4vLTF3l.dpuf

• http://elinversoronline.com/2014/09/exclusivo-el-borrador-que-negocian-contra-reloj-galuccio-sapag-y-buzzi/#sthash.TwrwswNA.dpuf