Modificación de la Ley de Hidrocarburos

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Modificación de la Ley de Hidrocarburos. Comparación con la legislación de Brasil y México y efectos a futuro.

Diciembre de 2014

I - Introducción Los hidrocarburos conforman un recurso natural no renovable primordial para el desarrollo económico de una nación. Las actividades del transporte, la producción de energía y de bienes los utilizan como un insumo básico, y su disponibilidad es estratégica ya que enmarca la frontera de posibilidades de producción y expansión para cada una de estas actividades como así también de la economía. Luego del acuerdo firmado con las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI)1 el 16 de septiembre de 20142, el Poder Ejecutivo Nacional (PEN) ha buscado impulsar modificaciones a la vieja Ley de Hidrocarburos (ley N° 17.319) con el objetivo de mejorar los incentivos a la inversión y producción de estos recursos, y poner el acento en los procesos de exploración y explotación de recursos no convencionales. De esta manera, se crearon algunos borradores y proyectos de modificación que terminarían transformándose en ley el pasado 31 de octubre de 2014 (ley N° 27.007). El presente trabajo busca analizar las modificaciones incorporadas a la ley N° 17.319, efectuar una comparación con su precursora y con la legislación vigente en otros países (Brasil y México) y dar cuenta, a la vez, de los posibles efectos que podría tener a futuro sobre el desarrollo del sector y de la economía en general.

II – El acuerdo marco entre OFEPHI y el Estado nacional del 16 de septiembre de 2014 Las nuevas técnicas de extracción de recursos no convencionales aplicadas a yacimientos con formaciones rocosas poco permeables (shale oil y shale gas), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil) o capas de carbón han dado lugar a una importante revolución en la industria hidrocarburífera y han permitido que países como EE.UU. avanzaran sostenidamente hacia la meta del autoabastecimiento de energía. El descubrimiento en nuestros suelos de importantes depósitos de hidrocarburos no convencionales (principalmente shale), con estimaciones de reservas técnicamente recuperables que rondarían los 21 billones de m3 de gas (802 TCF3) y cerca de 27.000 millones de barriles de petróleo4, colocan a la Argentina en los primeros lugares a nivel mundial en disponibilidades de este recurso, lo que implica un fuerte desafío y una oportunidad inmejorable para el desarrollo del país.

1

Provincias firmantes: Mendoza, Santa Cruz, Chubut, Neuquén, Río Negro, Salta, Formosa, La Pampa, Jujuy y

Tierra del Fuego. 2

Acuerdo Federal para el Autoabastecimiento de Hidrocarburos. Complemento normativo de las leyes N°

17.319 y N° 26.197 para la explotación no convencional y la promoción de la exploración y explotación de hidrocarburos (2014). 3

Tera Cubic Feet (27.000 millones de m3).

4

EIA/ARI, World Shale Gas and Shale Oil Resources assessment: Energy Information Administration-ARI (Junio

de 2013).

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A diferencia de los petróleos y gases convencionales, cuyos reservorios se encuentran más cercanos a la superficie y en capas significativamente más accesibles, los hidrocarburos no convencionales (o shale) residen o permanecen en lo que se conoce como roca madre o generadora. Una de las principales características de esta roca es su baja porosidad y permeabilidad, por lo que tanto el gas como el petróleo en su interior se encuentran atrapados y no pueden desplazarse por el interior de la formación o escaparse de esta. Los hidrocarburos, sin distinción, son originarios de esta formación. En el transcurso de milenios, y a partir de los diversos movimientos de la corteza terrestre, la roca fue resquebrajándose y generó fisuras, que permitieron la migración de algunos gases y petróleos a capas más elevadas, porosas y permeables, de las cuales hoy se extraen lo que conocemos como hidrocarburos convencionales. El resto, que quedó atrapado en la roca madre y no pudo ascender a capas más elevadas y finas, es lo que conocemos como no convencionales. No obstante, tal como afirma el acuerdo marco entre la OFEPHI y el Estado nacional, el éxito en la explotación de estos recursos no podrá alcanzarse sin una importante reforma o adecuación de las regulaciones que afectan al sector, o sin la asociación del Estado, que destina cuantiosos recursos a la importación de los combustibles no producidos localmente, y las provincias, que son las dueñas de los recursos aún no explotados. Asimismo, el acuerdo busca ser un complemento de las leyes N° 17.319 y N° 26.197 con el objetivo de reglar la explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales, la exploración y explotación off-shore, el establecimiento de requisitos mínimos en los mecanismos de selección de los permisionarios o concesionarios, el establecimiento conjunto de instrumentos de promoción a esas actividades y el establecimiento de normas comunes para el cuidado del ambiente, teniendo en cuenta los siguientes puntos: 1. Plazos para exploración y explotación diferenciados conforme los distintos tipos de yacimiento. 2. Mantenimiento de alícuotas de regalías. Aportes de la industria en el marco de grandes proyectos de desarrollo, en responsabilidad social empresaria y del Estado nacional para infraestructura. 3. Mecanismos de adjudicación de áreas por licitación competitiva, buscando la mayor concurrencia y priorizando ofertas que propongan la mayor inversión/actividad exploratoria. 4. Promover programas fiscales y tributarios provinciales y municipales, homogéneos y estables. 5. Mecanismos promocionales para grandes inversiones de empresas nacionales e internacionales. 6. Promover el establecimiento de una legislación ambiental uniforme en materia de cuidado del ambiente para una explotación sustentable. Del mismo modo, busca compensar las necesidades de ambas partes. Así, mientras deja de lado el sistema de acarreo, el cual permitía que las empresas provinciales de energía percibieran un beneficio automático por la inversión privada, compensa esa quita con nuevos incentivos tales como las retenciones plus. Finalmente, y en lo relacionado con los aspectos impositivos que afectan a las provincias, el Anexo I del mismo acuerdo destaca los siguientes ítems:

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

Impuesto sobre los Ingresos Brutos: la alícuota de este impuesto para la actividad de extracción de hidrocarburos, o aquel que lo sustituya, no podrá superar el tres por ciento (3%), sin que puedan aplicarse adicionales que consideren el nivel de actividad o la situación particular del contribuyente.



Impuesto a los Sellos: las provincias no podrán incrementar las alícuotas efectivas del impuesto, y no se gravarán los contratos financieros que se realicen para estructurar los proyectos de inversión, garantizar y/o avalar las inversiones.



Otros tributos: las provincias o municipios no podrán gravar a los titulares de permisos y concesiones con nuevos tributos ni aumentar los existentes, salvo en lo referido a las tasas retributivas de servicios, las contribuciones de mejoras o el incremento general de los impuestos.

III – Ley N° 27.007: análisis de la modificación de la Ley de Hidrocarburos N° 17.319. En este marco fue aprobada la ley N° 27.007, publicada en el Boletín Oficial el 31 de octubre de 2014. En general, la nueva norma sigue los lineamientos establecidos en el acuerdo marco entre el Estado nacional y la OFEPHI, como así también el anteproyecto ubicado en el Anexo II del mismo acuerdo. La nueva ley modifica la N° 17.319 (y la N° 26.197, conocida como “ley corta”), fija nuevos plazos para las concesiones y las diferencia según el tipo de explotación (convencional o no convencional). La norma aprobada contiene diversos tópicos de interés. En el cuadro (Cuadro I) se detallan los más importantes y se efectúa, al mismo tiempo, una comparación con la ley anterior (N° 17.319): CUADRO I PUNTOS RELEVANTES DE LA LEY DE HIDROCARBUROS N° 27.007. COMPARACIÓN CON LEY N° 17.319 Concepto Autoridad de aplicación

Plazos de exploración

Ítem

Ley N° 27.007

Ley N° 17.319

Autoridad

Autoridades de aplicación provinciales y PEN. No obstante, la aprobación de los proyectos queda supeditada a la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas

PEN

Convencional

Primer período: hasta 3 años

Primer período: hasta 4 años

Segundo período: hasta 3 años Período de prórroga: hasta 5 años No convencional

Primer período: hasta 4 años

Segundo período: hasta 3 años Tercer período: hasta 2 años

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Concepto

Ítem

Ley N° 27.007 Segundo período: hasta 4 años

Ley N° 17.319 Período de prórroga: hasta 5 años

Período de prórroga: hasta 5 años

Concesión de la explotación

Área de exploración

Canon y regalías

Mecanismos de adjudicación

Plataforma continental / mar territorial

+ 1 año en cada período (respecto a los períodos del convencional)

+ 1 año en cada período (respecto a los períodos del convencional)

Convencional

25 años (prórroga de 10 años)

No convencional

35 años (plan piloto de 5 años y prórroga de 10 años)

25 años para todo tipo de explotación, con una prórroga de 10 años.

Plataforma continental / mar territorial

30 años (prórroga de 10 años)

Convencional / no convencional

No excedan las 100 unidades (unidad = 100 km2)

No excedan las 100 unidades.

Plataforma continental / mar territorial

No excedan las 150 unidades (unidad = 100 km2)

No excedan las 150 unidades.

Canon y otros pagos

Además de las regalías, se actualizan los montos del canon por km2 de la ley N° 17.319 para el período base y período de prórroga, tanto para los permisos de exploración como para las concesiones de explotación

Regalías (petróleo y gas)

12% sobre lo producido en boca de pozo, que podrá ser reducido hasta el 5% teniendo en cuenta la productividad, las condiciones y la ubicación de los pozos. Asimismo, la regalía podrá sufrir incrementos del 3% por la extensión concedida por los estados provinciales, y con un tope del 18%.

12% sobre lo producido en boca de pozo, que podrá ser reducido hasta el 5% teniendo en cuenta la productividad, las condiciones y la ubicación de los pozos.

Adjudicación

Mediante concursos por licitación. La Nación y las provincias acordarán pliegos modelo para lograr uniformidad. Se busca eliminar las reservas de áreas a nivel provincial y nacional. Se busca eliminar el acarreo como mecanismo de concesión de áreas. La

Mediante concursos (la provincia es la encargada de confeccionar el pliego respectivo). Se establecen zonas reservadas para ser exploradas y explotadas por las empresas provinciales.

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Concepto

Ítem

Ley N° 27.007

Ley N° 17.319

participación queda atada a las inversiones. Bonos de prórroga

Régimen de promoción de inversiones

Estímulos a la inyección excedente de gas

Explotación convencional

Igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al final de período de vigencia de la concesión por el dos por ciento (2%) del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos (2) años anteriores al momento del otorgamiento de la prórroga.

Explotación no convencional

Igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes asociadas a la explotación convencional de hidrocarburos al final del período 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 (2) años anteriores al momento del otorgamiento de la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos.

Proyectos que se incorporan al decreto N° 929/2013 (Acuerdo YPF – Chevron)

Incorpora al decreto del PEN N° 929/2013 los proyectos que impliquen una inversión no menor a US$ 250 millones durante sus primeros 3 años.

Beneficios del decreto PEN N° 929/2013

Reconocibles a partir del 3er año de ejecución y aplicables al 20% de la producción de los hidrocarburos no convencionales, al 20% de los convencionales y al 60% del offshore.

Objetivo

El gobierno nacional administrará el Programa de Estímulo a la Inyección Excedente de Gas Natural

El decreto 929/2013 establece beneficios (básicamente facilidades para girar divisas al exterior o exportar hasta un 20% del petróleo sin pagar aranceles ni retenciones) a partir de inversiones no inferiores a los US$ 1000 millones.

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Concepto

Ítem

Ley N° 27.007

Ley N° 17.319

(resolución N° 1/13) y el Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida (resolución N° 60/13). Responsabilidad social empresaria (RSE)

Inversión

Empresas: 2,5% del monto inicial de la inversión (para RSE). Estado: otro monto a ser determinado según la magnitud del proyecto para financiar infraestructura.

Bienes de capital

Tributos sobre importaciones

Aquellos especificados en el decreto 927/2013 (bienes de capital comprendidos en las posiciones arancelarias).

Medioambiente

Gestión ambiental

El Estado nacional y las provincias propenderán al establecimiento de una legislación ambiental uniforme que abarque las tareas de exploración, explotación y transporte.

Las provincias son las únicas responsables de la protección del medioambiente.

Fuente: elaboración propia sobre la base de las leyes N° 17.319 y N° 27.007

La primera modificación incluida en la nueva ley versa sobre los plazos de exploración. Si bien en este aspecto la ley N° 27.007 no ha sufrido grandes modificaciones, cabe destacar la distinción que hace según el tipo de hidrocarburo a explorar y da mayores plazos al recurso no convencional. Asimismo, se han extendido en un año los plazos referidos al período básico y la prórroga. En relación con las concesiones para la explotación, la nueva ley es coherente con lo estipulado para los plazos de exploración, es decir, diferencia estos permisos en función del tipo de explotación o recurso a extraer (convencional y no convencional), al tiempo que otorga mayores plazos a los proyectos no convencionales y a los de la plataforma continental o mar territorial. 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 como concesionarios de la explotación, 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 diez años de duración cada una de ellas. No obstante, la respectiva solicitud deberá presentarse con una antelación no menor a un año al vencimiento de la concesión. Con respecto al pago del canon y las regalías, la nueva ley mantiene los porcentajes estipulados en la anterior, ley N° 17.319 (es decir, 12% sobre lo producido al mes), y destaca el derecho de las provincias a aumentarlo en un 3% por vez y con un tope del 18%. Tanto en una versión de la ley como en la otra, el Estado nacional se arroga el derecho de reducir el porcentaje de regalías teniendo en cuenta la

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productividad del permisionario, las condiciones y la ubicación de los pozos, pero solo hasta alcanzar el 5%. Del mismo modo, la ley N° 27.007 deroga el Art. 62 de la ley N° 17.319 sobre regalías aplicables a la producción de gas natural (que, según la vieja ley, era también del 12%). La modificación a la ley N° 17.319 introduce el concepto de bono de prórroga, que, según estipula la norma, es aplicable solo en los casos en los que se extienda (o prorrogue) el período básico otorgado al permisionario y cuyo monto máximo a pagar surgirá del resultado de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al 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. Este bono es aplicable tanto a la explotación de hidrocarburos convencionales como no convencionales. En cuanto a los mecanismos de adjudicación, si bien la modificación a la ley N° 17.319 no efectúa grandes cambios, sí promueve la conformación de pliegos uniformes y la eliminación de reservas de áreas tanto a nivel nacional como provincial. Asimismo, se busca eliminar el acarreo (es decir, la participación de las empresas provinciales sin inversión), de tal forma que la participación quede atada a la inversión. Un punto importante y destacable de la nueva ley es la inclusión de un régimen de promoción de inversiones, el cual conforma un claro incentivo a la inversión y producción de hidrocarburos. Por medio de los artículos referidos a este régimen (Art. 19 y 20), se incorporan al decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 929/2013 (Acuerdo YPF-Chevron) los proyectos con inversiones no menores a los US$ 250 millones (distribuibles a lo largo de los primeros tres años). De esta manera, tales proyectos podrán aprovechar los beneficios estipulados en el decreto, principalmente aquellos orientados a facilitar el giro de divisas y la posibilidad de exportar hasta el 20% del recurso producido sin tener que abonar aranceles o sufrir retenciones. No obstante, la nueva ley conviene que tales beneficios podrán ser utilizados a partir del tercer año de ejecución y solo para el 20% de la producción de hidrocarburos convencionales o no convencionales o para el 60% de lo producido off-shore. Finalmente, deben destacarse los cambios implementados en materia de responsabilidad social empresaria (RSE) y medioambiente (MA). En relación a RSE, la nueva ley obliga a las empresas a aportar el 2,5% del monto inicial de cada proyecto de inversión a las provincias, que será destinado a este ítem. Asimismo, obliga al Estado nacional a desembolsar una suma a determinar por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, la que dependerá de la magnitud de cada proyecto. En este caso, los fondos serán destinados a infraestructura. Con respecto a MA, tanto el Estado nacional como las provincias se comprometen a establecer un cuerpo normativo uniforme referido a medioambiente, con el objetivo de que las tareas de exploración, explotación y transporte de hidrocarburos se efectúen con el mínimo impacto ambiental posible. En el Anexo I al presente trabajo se adjunta el Cuadro II, el cual busca efectuar una breve comparación entre las leyes vigentes en materia de hidrocarburos. Para el caso, se comparan las versiones de Argentina, Brasil y México.

IV - Efectos económicos esperados de la ley N° 27.007: La nueva ley busca, al menos en principio, generar los incentivos requeridos por el sector para el aumento de la producción de hidrocarburos y se orienta principalmente a los recursos no

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convencionales, los cuales se cree que son significativamente cuantiosos en nuestro país5. Como se destacó en los párrafos anteriores, la incorporación de proyectos con inversiones menores a US$ 1000 millones (pero no menores a US$ 250 millones) a los beneficios derivados del decreto del PEN 929/2013 conforma una política que va en ese sentido. La exención de impuestos a la exportación para el 20% de lo producido y ciertas facilidades para el giro de divisas podrían operar positivamente sobre el total de fondos destinados a la inversión en proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos como así también a su producción. Asimismo, el aumento de los plazos de exploración y explotación para el caso de los recursos no convencionales (debido al mayor tiempo requerido hasta obtener volúmenes de producción de magnitud y donde el payout del pozo es, por lo general, de un plazo promedio mayor a los diez años), pone de relieve la significancia que este tipo de recurso tiene para el desarrollo futuro de nuestro país, que, a partir de esta ley, busca recorrer también un camino sólido hacia el autoabastecimiento (lo que redituará sobre las cuentas fiscales y comerciales, sanearía el actual déficit energético y haría que el país pasara de ser importador neto de energía a exportador). Prueba de ello es también el mantenimiento de las regalías que los concesionarios deberán abonar al Estado por la producción efectiva. No obstante, se espera que el valor nominal de lo producido aumente conforme se derramen los efectos positivos de esta nueva ley y que los ingresos fiscales, por ende, sigan el mismo camino en un futuro cercano. Asimismo, se toman ciertos recaudos para asegurar la provisión al mercado interno (por ejemplo, los beneficios del decreto del PEN 929/2013 son solo aplicables a una porción de la producción) y la estabilidad en los precios locales. Finalmente, pueden destacarse las iniciativas referidas a responsabilidad social empresaria y medioambiente. En tanto la primera de estas busca generar, a partir de la inversión, derrames positivos sobre la infraestructura y las comunidades provinciales por medio de los aportes que deberán consignar tanto las empresas como el Estado nacional, la segunda busca dar respuesta a las actuales preocupaciones sobre los métodos utilizados para explotar los recursos hidrocarburíferos (principalmente el fracking o fracturación hidráulica) y su impacto ambiental.

V - Conclusión La ley N° 27.007 es un reflejo del acuerdo establecido por la Nación y la OFEPHI el pasado 16 de septiembre que da respuestas claras a las necesidades del país en materia energética. En ese sentido, se han acortado los plazos de exploración (un año en relación con el texto anterior) y redefinido los de explotación, lo que otorga una mayor importancia al recurso no convencional. Asimismo, el nuevo texto incluye legislación específica referida a la explotación de hidrocarburos no convencionales, los cuales son entendidos como aquellos hidrocarburos líquidos o gaseosos que han sido extraídos mediante técnicas de estimulación no convencional, y aplicadas a 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) o caracterizados por la presencia de rocas de baja permeabilidad. 5

La Administración de Información de Energía de los EE.UU. (EIA), en un informe elaborado en 2013, estima que nuestro país es el tercer productor potencial de hidrocarburos no convencionales, detrás de China y EE.UU.

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De la misma ley pueden extraerse los beneficios económicos a los que está orientada. En ese sentido, por ejemplo, la ley estipula que los beneficios derivados del decreto del PEN 929/2013 alcanzarán al 20% de la producción de hidrocarburos para los proyectos en tierra (sean estos de producción convencional o no convencional) y al 60% para los proyectos off-shore o costa afuera. De esta manera, es previsible concluir que las empresas petroleras podrán destinar esos porcentajes a la exportación, ya que el decreto del PEN 929/2013 estipula una alícuota del 0% para ese límite, lo cual conforma un claro incentivo. Además, la ley propicia la adopción de un tratamiento fiscal uniforme que promueva las actividades hidrocarburíferas a desarrollarse en los territorios provinciales. Sin duda, Argentina se encuentra ante una oportunidad sin precedente. Las modificaciones a la legislación sobre hidrocarburos serán muy importantes de cara al futuro de la industria en Argentina. El desarrollo de recursos no convencionales requiere de inversiones millonarias, por lo que esta adecuación a la legislación vigente es un primer paso para atraer los capitales que permitan lograr dicho objetivo. Por último, cabe señalar que lograr el autoabastecimiento energético es una meta clave para el desarrollo sustentable del país.

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Anexo I: análisis comparativo de la ley N° 27.007. Los casos de Brasil y México El Cuadro II, a continuación, busca efectuar una comparación con leyes de hidrocarburos de otros países: CUADRO II LEY DE HIDROCARBUROS N° 27.007: COMPARACIÓN CON OTROS PAÍSES Concepto

Autoridad de aplicación

Plazos de exploración

Ítem

Argentina (ley N° 27.007)

Brasil (ley N° 9.478/97)

México (Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos)

Ídem

Autoridades de aplicación provinciales y PEN. No obstante, la aprobación de los proyectos queda atada a la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas

Asociación Nacional del Petróleo (ANP), dependiente del Ministerio de Minas y Energía.

Secretaría de Hacienda y Crédito Público; Servicio de Administración Tributaria, y Fondo Mexicano del Petróleo, en coordinación con la Secretaría de Energía y Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Convencional

Primer período: hasta 3 años

De 3 a 7 años (o en función del programa de exploración acordado)

60 meses (fase de exploración)

Segundo período: hasta 3 años Período de prórroga: hasta 5 años No convencional

Primer período: hasta 4 años Segundo período: hasta 4 años Período de prórroga: hasta 5 años

Plataforma continental / mar territorial

+ 1 año en cada período (respecto al período de los convencionales)

Por las características de las cuencas sedimentarias del Brasil, el mayor potencial de reserva

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Concepto

Ítem

Argentina (ley N° 27.007)

Brasil (ley N° 9.478/97)

México (Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos)

se encuentra en aguas profundas y ultraprofundas. Primer período: 3 años Segundo período: de 2 a 3 años Tercer período: de 3 años El paso de una etapa a la otra requiere del cumplimiento de al menos el 50% de los objetivos fijados en la anterior. Concesión de la explotación

Área de exploración

Canon y regalías

Convencional

25 años (prórroga de 10 años)

Hasta 34 años, incluida la etapa de exploración (de 3 a 7 años) y la de explotación (de 23 a 27 años). Asimismo, es posible acordar un tiempo de extensión o prórroga para el caso de los campos o yacimientos maduros.

No convencional

35 años (plan piloto de 5 años, y prórroga de 10 años)

Plataforma continental / mar territorial

30 años (prórroga de 10 años)

Convencional / no convencional

No excedan las 100 unidades (unidad = 100 km2)

Plataforma continental / mar territorial

No excedan las 150 unidades (unidad = 100 km2)

Bloques de aproximadamente 600 km2

Canon y otros pagos

Además de las regalías, se actualizan los montos del canon por km2 de la ley

La Ley del Petróleo (N° 9478/97) especifica que los concesionarios están obligados a

Del mes 61 al final de la concesión o contrato (fase de producción o extracción)

Las áreas de asignación son definidas por la autoridad de aplicación para cada contrato en particular.

Las empresas que obtengan los permisos de exploración y producción deberán abonar

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Concepto

Ítem

Argentina (ley N° 27.007)

Brasil (ley N° 9.478/97)

México (Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos)

N° 17.319 para el período base y período de prórroga, tanto para los permisos de exploración como para las concesiones de explotación.

pagar bonos de asignación, regalías, participaciones especiales del gobierno y pagos para retener la concesión del área.

contraprestaciones e impuestos (las primeras destinadas al Fondo Petrolero y las segundas a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público) Contraprestaciones: - Bono a la firma de la concesión (cuyo monto es determinado en el momento de la licitación). - Cuota contractual para la fase exploratoria (por km2). - Cuota contractual para la fase de extracción (por km2). - Regalías sobre el precio de los hidrocarburos extraídos (mensual) - Otras contraprestaciones (tasas aplicables sobre la utilidad operativa y sobre el valor contractual de los hidrocarburos)

Regalías (petróleo y gas)

12% sobre lo producido en boca de pozo, que podrá ser reducido hasta el 5% teniendo en cuenta la productividad, las condiciones y la ubicación de los pozos. Asimismo,

En caso de que la exploración sea un éxito, la empresa se compromete a pagar del 5% al 10% en regalías (por mes). No obstante, en campos con grandes volúmenes de producción la tasa

Las regalías (R) dependen del precio contractual (PC) del recurso, Petróleo: Si PC es inferior a los US$ 48 por barril, se aplicará un 7,5%.

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Concepto

Ítem

Argentina (ley N° 27.007)

Brasil (ley N° 9.478/97)

la regalía podrá sufrir incrementos del 3% por la extensión concedida por los estados provinciales, con un tope del 18%.

puede variar entre el 10% y el 40% (sobre los ingresos netos de producción).

México (Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos) Si PC es mayor o igual US$ 48, la regalía será determinada por la siguiente expresión: R= [(0.125*PC)+1.5]%

Gas natural asociado En todos los casos las regalías serán determinadas según la siguiente expresión: R=PC/100

Gas natural no asociado Si PC es menor a US$ 5 se aplicará una tasa del 0%. Si PC es mayor a US$ 5 pero menor a US$S 5,5 la tasa a aplicar será: R = [(PC – 5)*0,65/PC]%

Si PC es mayor a US$ 5,5 se aplicará R= PC/100

Condensados Si PC es menor a US$ 60, se aplicará una regalía del 5%. Si PC es mayor a US$ 60, la regalía se determinará a partir de, R= [(0,125*PC)-2,5]%

Mecanismos de adjudicación

Ídem

Mediante concursos por licitación. La Nación y las provincias

En general, concesión por medio de licitación pública con difusión en tiempo

Concurso por licitación, previa aprobación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

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Concepto

Bonos de prórroga

Ítem

Argentina (ley N° 27.007)

Brasil (ley N° 9.478/97)

México (Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos)

acordarán pliegos modelo para lograr uniformidad. Se busca eliminar las reservas de áreas a nivel provincial y nacional. Se busca eliminar el acarreo como mecanismo de concesión de áreas. La participación queda atada a las inversiones.

real por Internet. No obstante, en las áreas pre sal y estratégicas la Ley permite el uso del régimen de producción compartida. Asimismo, cabe destacar que Petrobras mantiene gran parte de las áreas con reservas probadas de petróleo y gas.

(excepto Pemex o empresas públicas, las que pueden acceder al derecho de manera directa hasta el 2017 sin prórroga).

Explotación convencional

Igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al 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.

La Ley del Petróleo (N° 9478/97) especifica que los concesionarios están obligados a pagar bonos de asignación, regalías, participaciones especiales del gobierno y pagos para retener la concesión del área.

Explotación no convencional

Igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes asociadas a la explotación convencional de hidrocarburos al final del período de vigencia de la

Hay salvedades para el caso de la explotación minera destinada a la producción de gas natural. En estos casos, la asignación puede ser directa (sin licitación, Art. 27).

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Concepto

Ítem

Argentina (ley N° 27.007)

Brasil (ley N° 9.478/97)

México (Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos)

concesión oportunamente otorgada y por el dos por ciento (2%) del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos (2) años anteriores al momento del otorgamiento de la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos. Régimen de promoción de inversiones

Estímulos a la inyección excedente de gas

Proyectos que se incorporan al decreto PEN N° 929/2013 (Acuerdo YPF – Chevron)

Incorpora al decreto del PEN N° 929/2013 los proyectos que impliquen una inversión no menor a los US$ 250 millones durante sus primeros 3 años.

Beneficios del decreto PEN N° 929/2013

Reconocibles a partir del 3er año de ejecución y aplicables al 20% de la producción de los hidrocarburos no convencionales, al 20% de los convencionales y al 60% del offshore.

Objetivo

El gobierno nacional administrará el Programa de Estímulo a la Inyección

Las empresas concesionarias de grandes campos son obligadas a aportar entre el 1% y el 2% de sus ingresos a investigación y desarrollo. Si bien en la mayor parte de los casos el aporte es siempre más cercano al 2%, es importante destacar que, en estos casos, existen importantes incentivos fiscales (deducciones al monto invertido por cuenta de inversiones en innovación tecnológica).

La ley, en su capítulo VI (De la cobertura Social y el desarrollo de la industria nacional), contempla la promoción de inversiones al sector, principalmente en lo referido a infraestructura.

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Concepto

Ítem

Argentina (ley N° 27.007)

Brasil (ley N° 9.478/97)

México (Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos)

Excedente de Gas Natural (resolución N° 1/13) y el Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección Reducida (resolución N° 60/13). Responsabilidad social empresaria

Inversión

Empresas: 2,5% del monto inicial de la inversión (para RSE).

El capítulo V (Art. 118 al 121) reúne el cuerpo de normas destinadas a este punto, y asegura que antes de la asignación de un área, la Secretaría de Energía conducirá un estudio de impacto social que dará luego a conocer a todos los licitantes.

Estado: otro monto a ser determinado según la magnitud del proyecto para financiar infraestructura. Bienes de capital

Tributos sobre Importaciones

Aquellos especificados en el decreto 927/2013 (bienes de capital comprendidos en las posiciones arancelarias).

A través del conocido “beneficio de Repetro” el gobierno exceptuó de impuestos a aquellos bienes de capital importados requeridos para la actividad de exploración. Si bien existe una tendencia a cambiar este beneficio para los bienes que no agregan valor a la exploración (con el objetivo de aumentar la recaudación), este continúa.

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Concepto

Medioambiente

Ítem

Gestión ambiental

Argentina (ley N° 27.007)

Brasil (ley N° 9.478/97)

México (Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos)

El Estado nacional y las provincias propenderán al establecimiento de una legislación ambiental uniforme que abarque las tareas de exploración, explotación y transporte.

Según la Ley de Petróleo, la ANP (entidad reguladora) establece las normas económicas, jurídicas y técnicas para que toda la actividad exploratoria, de explotación y de transporte sea rigurosamente controlada y tenga el mínimo impacto ambiental.

El capítulo VII (Art. 129 al 130) reúne el cuerpo de normas destinadas al cuidado del medioambiente y la seguridad industrial.

Fuente: elaboración propia sobre la base de la ley N° 27.007 (Ley de Hidrocarburos de Argentina), ley N° 9478/97 (Ley de Petróleo de Brasil) y Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos de México.

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Referencias Acuerdo OFEPHI – Nación - Acuerdo Federal para el autoabastecimiento de hidrocarburos. Complemento Normativo de las Leyes 17.319 y 26.197 para la explotación no convencional y la promoción de la exploración y explotación de hidrocarburos. (2014). Campodónico, H. - RRNN e Infraestructura: La Gestión de la Industria de hidrocarburos con predominio de empresas del estado. CEPAL (2007) Cecchi, J. y Mathias, M. – El Nuevo Marco Regulatorio de la Industria del Gas Natural en Brasil. XIII Reunión Anual Iberoamericana de Energía (2009). InfoLeg – Legislación Argentina sobre Hidrocarburos: Ley N° 17.319; Ley N°26.197 y Ley N°27.007. (2014). KPMG – Estudio económico sobre recursos convencionales, shale oil & shale gas en Argentina: situación actual y perspectivas. KPMG (2014). Ley N° 9478/97 (Ley de Petróleo de Brasil), disponible en: http://www2.camara.leg.br/legin/fed/lei/1997/lei-9478-6-agosto-1997-365401-norma-pl.html Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (México), disponible en: http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5355989&fecha=11/08/2014

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Acerca del Foro de Energía de KPMG Argentina

El Foro de Energía es un portal desarrollado por KPMG en Argentina dirigido a los distintos actores de la industria de la Energía y Recursos Naturales, que incluye la producción de petróleo y gas, la refinación, la generación de energía, el transporte y la distribución de gas y electricidad, la minería, la industria forestal y el medio ambiente. Este sitio contiene informes, análisis y noticias sobre distintas áreas de la industria, además de estadísticas, eventos y vínculo directo hacia asociaciones del sector. A través de este foro, KPMG, como referente en la industria de Energía y Recursos Naturales, apunta a fomentar la difusión de datos útiles para los ejecutivos, y a estimular el debate e intercambio de ideas acerca de esta industria.

Para más información acerca de la práctica de Energía y Recursos Naturales de KPMG puede contactarse con: Néstor García Socio líder de Energía y Recursos Naturales +5411 4316 5862 [email protected] Omar Díaz Socio de Energía y Recursos Naturales +5411 4316 5834 [email protected]

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