ANALISIS DE LA NUEVA LEY DE HIDROCARBUROS Y DE LA ORIENTACION DE LA POLÍTICA PETROLERA KIRCHNERISTA

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Descripción

Guillermo Martín Caviasca (UBA/UNLP)
helicó[email protected]


ANALISIS DE LA NUEVA LEY DE HIDROCARBUROS Y DE LA ORIENTACION DE LA
POLÍTICA PETROLERA KICHNERISTA






Parte I
Introducción

Recordaba el General Enrique Mosconi en sus escritos que un día,
cuando era director de Aeronáutica militar, fue a buscar combustible para
sus aviones. Lo recibió el gerente de la compañía Wico que era una filial
de la Standar Oil (antecesora de la contemporánea Chevrón). El ejecutivo de
la empresa le negó el combustible, aduciendo que el Estado no pagaba a
tiempo. Allí, impotente ante el escritorio del gerente de la multinacional,
"me juramenté atacar a los trust, a destruir a los trust por todos los
medios legales" recordaba tiempo después el gran patriota.
Además nos advertía contra cualquier ingenuidad en la colaboración
con el gran capital, afirmando "Si para la explotación de los yacimientos
fuimos partidarios, en un principio, de las organizaciones mixtas
constituidas por el Estado y por el capital privado, dándole a aquél la
dirección política y consideramos que contemporáneamente podía mantenerse
el sistema de acordar concesiones a las compañías privadas, la experiencia
de las luchas incesantes que la organización fiscal ha debido soportar con
las compañías privadas durante todo el tiempo que la hemos dirigido, nos
condujo a la conclusión de que tales organizaciones, la fiscal y la
privada, no pueden coexistir, pues representan dos intereses antagónicos,
destinados a vivir en lucha, de la cual sólo por excepción saldrá
triunfante la organización estatal."
El tema era claro, el combustible es un bien del subsuelo que tiene la
particular característica de ser como la sangre que nutre las venas de un
cuerpo. La civilización evolucionó en el siglo XIX y XX hacia la
dependencia de los recursos hidrocarburíferos. Sin petróleo nada funciona.
Por eso algunos militares como Mosconi y Baldrich intuyeron
inteligentemente que ser dueños del petróleo y del conjunto del proceso de
extracción, refinación y comercialización, era una cuestión de defensa
nacional, de soberanía, que no se relacionaba solamente con negocios o
cuestiones de mercado; inversiones privadas y demás cuestiones del discurso
económico liberal. Ya que el desenvolvimiento de la economía, los costos de
producción industrial, el costo del movimiento de la población, de la
industria, del campo, depende de la disponibilidad de petróleo. No disponer
de él genera una dependencia grave, que ata de manos a cualquier gobierno,
ya que paraliza la economía.
Además, y solo como cuestión agregada a la anterior, los ingresos de
la renta petrolera pueden ser tan importantes que permitan apoyar el
desarrollo de otras fuentes de energía, permitan al estado disponer de
recursos suficientes para mejorar el bienestar social e impulsar otras
ramas de la industria y transporte. Pero eso nunca puede ser interés del
capital privado y sin dudas menos aun de las corporaciones transnacionales.
Sabemos que el precio del petróleo esta sometido a vaivenes especulativos
que lo eleva a niveles que poco tienen que ver con su precio de producción
y por lo tanto las empresas privadas que juegan en el mercado mundial
buscan vender al precio de mercado y no al precio básico que se pueda
sostener para otorgar combustible barato a la economía local.
Por ello la cuestión petrolera fue tomada históricamente como un tema
"estratégico" cuya resolución debía escapar a las coyunturas del mercado.
Es claro para cualquier persona que el petróleo se agota. Un buen
yacimiento puede durar 40 o 50 años en una explotación intensiva menos.
Tenemos la experiencia de la privatización y de su evolución profundizadora
que incluye 10 años de kichnerismo. REPSOL y sus socios nacionales
incorporados por Nestor explotaron intensivamente los pozos sin reinvertir
en el país, ni balancear la explotación con exploración, ni capitalizar la
empresa, ni mucho menos pensar en como ahorrar petróleo invirtiendo en
otras formas de generación de energía que permitieran más sustentabilidad y
diversificación de nuestra petróleo/gas dependiente matriz energética.
Al igual que las minas permitir la libre concurrencia del capital
privado con mínimos controles y con un perfil exportador pensando el los
ingresos de divisas, es dilapidar recursos agotables. No sirve la
explotación de estos recursos no renovables si no se hace pensando en el
desarrollo de la economía local, en la generación de industrias locales que
los transformen, en explotarlos planificadamente, de acuerdo al interés
estratégico de la nación.

La privatización de YPF: dos décadas hacia el abismo

La historia del petróleo argentino se puede dividir en dos grandes
etapas: una, las de la construcción de YPF que va desde el descubrimiento
de petróleo hasta el inicio de la privatización en 1989. SE caracteriza por
la consideración de los hidrocarburos como un "bien estratégico" y la
centralidad del estado en la explotación. Puede dividirse en diferentes
subetapas y esta sujeta a fuertes debates, sobre el grado de asociación con
el capital privado, pero nunca se dejó de lado en "sentido común" de bien
estratégico. Desde 1989 comienza una segunda etapa que se prolonga hasta
nuestros días. En esta nueva etapa se asume que el mercado es hegemónico y
el petróleo un "comódity". La podemos dividir en varias subetapas que
pasaremos a describir brevemente. La primera va desde la privatización
menemista hasta 1998 cuando se produce la compra por REPSOL del grueso del
paquete accionario. La segunda va desde 1998 hasta el 2006 cuando Néstor
Kirchner impulsa la "argentinización" introduciendo al grupo Pétersen como
accionista. La tercera dura desde el 2006 hasta el 2012, que sin dudas la
podemos llamar "etapa de la debacle". La última es la mas importante se
inicia en el 2012 con la nacionalización. Es el fin del juego iniciado con
Menem en 1989, la intervención del Estado y el inicio de un nuevo partido
con un reparto nuevo de cartas y la participación de nuevos jugadores.
Veremos si es una nueva etapa o solo un nuevo ciclo dentro de la lógica de
mercado.
La dictadura fue un comienzo de debilitamiento de YPF. Dos fueron sus
herramientas: una el endeudamiento innecesario y dos, la privatización
periférica. Los Decretos 1.055, 1.212 y 1.589, de 1989, del Poder
Ejecutivo[1], permitieron desregular la actividad al amparo de la Ley de
Hidrocarburos (N° 17.319) de 1967. Entre otros atributos estos decretos
aseguraban la libre disponibilidad del crudo para los nuevos concesionarios
y del 70% de las divisas, establecían la eliminación de la intervención
estatal al eliminar la mesa de crudos (cuota de procesamiento en las
refinerías) y la libertad de precios. Los concesionarios obtendrían las
áreas de explotación por 25 años, prorrogables por otros 10. Era el inicio
legal de la concepción del petróleo como "comoditty".
Las concesiones se asignaron a partir de procesos licitatorios tanto
en áreas marginales como centrales (en asociación con YPF), y de la
reconversión de los contratos de servicio. Posteriormente se fueron
dictando otras normas que transformaron a YPF en Sociedad Anónima, hasta el
dictado de la Ley 24.145, en septiembre de 1992 que determinó su
privatización[2]. Además esa misma norma dispuso la federalización de los
recursos hidrocarburíferos una vez vencidas las concesiones otorgadas,
traspaso que fue refrendado en la Reforma Constitucional de 1994 (artículo
124). En general toda la política hidrocarburífera desarrollada desde ese
momento se apartó del cuerpo legar normativo que la regía: la Ley 17319/67
de la dictadura de Onganía
En 1993 el Estado mantenía el 20% de las acciones y la acción de oro y
un 12% quedaba en manos de los estados provinciales. El sector privado era
propietario del 46% del accionariado y lo componían bancos y fondos de
inversión de diversos países. La Acción de oro aparecía como una clave del
control estratégico de la nueva empresa mercantilizada ya que era un
derecho de decisión que se reservaba el gobierno para algunas situaciones,
le otorgaba un poder superior a la hora de tomar decisiones o bien, aprobar
acuerdos de fusión, disolución, venta de activos básicos, cambio de razón
social, compras, ventas, en la organización. La clave política de la acción
de oro estaba en que mediante ella se habían conseguido los votos
suficientes en el parlamento para garantizar el inicio de la privatización
de una empresa modelo como YPF. Esta "acción" fue perdiendo sentido con el
paso del tiempo cuando el Estado fue abandonando su presencia en la
empresa. Durante este periodo se completó la capitalización de las empresas
contratistas (Perez Companc, Bridas, Bulgeroni, etc.) que obtuvieron
concesiones y de la misma YPFSA ya que incentivaba la producción para el
mercado y la capitalización en donde fuera mas rentable. Por eso las
empresas crecieron como "globales" no como "nacionales".
La nueva lógica de mercado con la que se inició el nuevo ciclo de YPF
tuvo éxito, si la medimos en sus términos. Su primer gerente José
Estenssoro en 5 años de gestión (desde el 23 de agosto de 1990 hasta su
muerte accidental en mayo de 1995) redimensionó la compañía la compañía y
su nómina salarial. Tras los dos primeros años de gestión dedicados a la
transformación y restructuración para convertirla en una empresa
competitiva a nivel internacional, la empresa creció. Traducido a lo
concreto YPF abandonó o disminuyó la explotación de los yacimientos que no
resultaban rentables en términos de mercado y despidió a miles de
trabajadores. Gráficamente, para que se entienda, este proceso esta ligado
a las crisis económico-sociales de General Mosconi/Tratagal y Cutral
Có/Plaza Huincul donde surgieron los primeros movimientos piqueteros
constituidos por ex ypefianos.
La lógica neoliberal que encarnaba Estenssoro durante su gestión permitió
la creación de una empresa que operaba en los mercados y se diversificaba,
en 1993 se realizó la colocación de acciones en los mercados
internacionales. Aunque siendo una SA la administración de YPF se mostraba
como exitosa.
En términos de los resultados de la gestión Estenssoro, la industria
petrolera desrregulada sobrepasó con creces el objetivo de
autoabastecimiento. La producción de crudo pasó de 28 m de m3 a 48,4; y la
de gas, de 23 mm a 37 mm de m3 (junto a una expansión de la ya extendida
red de transporte y distribución, del 60%)[3]. Además el país pasó integrar
el grupo selecto de los exportadores del codiciado recurso. Sin embargo lo
hizo a costa de una explotación intensiva y de un progresivo vaciamiento de
las reservas que aumentaron en mucha menor medida. Tampoco hubo inversiones
de riesgo acorde a los beneficios obtenidos.
Gracias a la desregulación y a la libre disponibilidad de crudo y de
divisas las antiguas contratistas se hicieron concesionarias aumentando la
producción sin riesgo de exploración ni gran inversión, diversificándose y
transnacionalizándose gracias a los grandes ingresos (Bulgeroni, Pérez
Companc, etc.). El perfil exportador implicó que entre 1991 y 1999 las
exportaciones de combustibles de Argentina se multiplicaron por cuatro,
pasando a representar, en el mismo período, del 6,4 % al 12,7 % del total
de las exportaciones del país. Recodemos que Argentina es un "país con
petróleo" no un "país petrolero", lo que implica en la práctica que un
perfil altamente exportador es correr el riesgo de vaciamiento petrolero y
agotamiento de los recursos. En 1998, el sector privado ya poseía casi el
75% de las acciones, aunque el Estado mantenía la acción de oro, un
porcentaje de acciones tanto el estado nacional como las provincias y "los
trabajadores"[4].
Es interesante ver como el proyecto privatizador menemista planteaba
la existencia de una empresa que fuera una sociedad anónima con
participación sustancial del capital privado, y con un mercado desregulado.
Una empresa que cotizara en bolsa y rigiera su lógica bajo las reglas del
mercado. Cualquier similitud con el discurso que encuadró el proceso de
nacionalización del 2012 no es pura coincidencia. Dos de los principales
políticos que actuaron para que se aprobara la ley de privatización de YPF
fueron los Kirchner y Oscar Parrilli miembro informante del bloque
menemista.
El pensamiento que materializó su hegemonía política con el menemismo
no era monolítico. Dentro de los "neoliberales" como en cualquier campo
había tendencias. Los grupos privatizadores a ultranza y los grupos
moderados. Ambos buscaban una retirada del estado y abrir la capital
privado todas las áreas de la economía (y transformar en objeto de lucro
del capital áreas hasta entonces insospechadas como la salud y la
educación). Para los neoliberales moderados, dentro de los cuales algunos
analistas ubican a José Estenssoro, YPF debía ser una empresa que cotizara
en bolsa con fuerte presencia del capital privado y el Estado presente como
moderador.
La fórmula mágica privatistas era que la empresa del Estado se
mantuviera con la capacidad de asignar recursos a la exploración y la
investigación, donde el sector privado, con el marco normativo vigente, no
contaba con "incentivos suficientes". En tanto, la eficiencia de corto
plazo sólo sería factible bajo una organización pro-mercado. Así el nuevo
boom productivo de la industria petrolera argentina de comienzos de los
años 90' se produciría a partir de una conocida receta exitosa: la
alineación de los precios domésticos con los del mercado internacional
(esto fue relativamente sencillo gracias a la convertibilidad y el 1 a 1).
O sea el Estado se hacia cargo de las áreas que el mercado se manifestaba
ineficiente por ser costosas, dar pocos réditos o ser demasiado riesgosas,
y garantizaba un marco jurídico seguro. Mientras que los privados avanzaban
en inversión y la explotación segura y lucrativa. Como la explotación
petrolera solo era posible con el desarrollo armónico de ambas partes, el
Estado aparecía incentivando y dando sustento a la explotación privada, a
cambio de "autoabastecimiento" y regalías. Los defensores de Estenssoro
consideran que la privatización total se llevo adelante después de su
muerte, y que el ingeniero defendía una empresa mixta que jugara en el
mercado como gran empresa. Sin embargo su periodo al frente de la empresa
apareció como una etapa necesaria de la adecuación de una empresa estatal
al mudo de los negocios y un colchón que permitió superar las resistencias
que existían en el PJ y la UCR ante una entrega como la de YPF, cuyo peso
excedía lo económico, sino que se extendía sobre los símbolos de la
construcción del estado nacional.
La etapa Menem fue solo la primera de otras dos donde se avanzó sobre
la privatización y el vaciamiento, más neoliberales, aun. Repsol venia
demostrando interés en adquirir YPF desde 1996. A lo largo de 1998 el
gobierno Menemista elaboró una estrategia para permitir que la empresa
española adquiriera las acciones que aún disponía el Estado. Esa estrategia
debía ser pensada de tal forma que permitiera sortear las trabas puestas
por la ley original de privatización que impedía que una sola empresa
privada pudiera hacerse del control de YPF. El mazazo llegó en 1999, el
Estado argentino vendió a Repsol un 14,99% de las acciones de YPF,
efectuando aquella una Oferta Pública de Acciones sobre el resto de
capital. La transacción le costó a la petrolera española 13.437 millones de
euros y permitió a Repsol convertirse en la octava productora de petróleo y
la decimoquinta compañía energética del mundo.
Así como las privatizaciones masivas iniciadas en 1989 fueron
sostenidas como una necesidad de superar una crisis grave de las finanzas
el estado, la nueva privatización se realizó para sostener el modelo que
había llegado a su límite. Permitió superar una nueva crisis fiscal. Otra
vez se aducirán necesidades de corto plazo sacrificando el futuro. Unos
meses más tarde (el Estatuto obligaba al poseedor del 15% a hacer una
oferta por el 100% de las acciones) la compañía española adquirió las
acciones que le permitieron tener el control. Es interesante tener en
cuenta el rol que jugaron en hacer posible esta maniobra Menem/Dromi desde
el Estado nacional poseedor de acciones y Kirchner desde Santa Cruz que era
otra provincia que conservaba acciones. Actualmente Dromi se encuentra
involucrado en el proceso de "replanteo" petrolero desde el 2012. Con esta
venta, seguida por la de otras empresas nacionales (Petrolera San Jorge en
1999 y Pérez Companc en 2002), la industria petrolera local quedó en gran
medida en manos de empresas extranjeras. El gerente de Repsol afirmaba en
el 2006 que de ser la, duodécima petrolera mundial, la compra en 1999 de
YPF le permitió colocarse entre las seis grandes del sector (Exxon, BP,
Total, Royal Dutch, Chevron texaco y Eni). La etapa que comenzó desde la
toma de control de YPF por parte de Repsol es un saqueo duro, donde una
compañía multinacional utiliza como base para su despegue los recursos
argentinos pero cuya capitalización y crecimiento se da en un escenario
global y cuya cede es España[5].
La crisis del modelo neoliberal llevó a la implementación de una serie
de medidas de urgencia. Una de ellas fue la devaluación. Esta cambiaba
sustancialmente el esquema de comercio internacional del país. En el caso
del petróleo, que es un bien exportable regido por precios del mercado
mundial, la devaluación implicaba un aumento notorio de los precios
internos, por ello mediante el Decreto 310/02 se establecieron derechos de
exportación a los hidrocarburos como una manera de mantener el precio
interno por debajo del precio internacional y compensar, de alguna forma,
los efectos de la devaluación. Más tarde, se modificó la metodología
pasando de una alícuota fija a una móvil de manera tal de congelar en
dólares el precio del crudo en el mercado interno mediante las resoluciones
337/04, 532/04 y 394/07.
En el 2006 comienza la etapa final del modelo privatista de tipo
menemista. En ese periodo el Kirchnerismo realiza una serie de medidas en
torno al tema petrolero. En el 2006 el aprobó la Ley 26197 la "ley
Corta"[6]. Que continuaba con la lógica iniciada con el menemismo
reformando el artículo primero de la ley de 1967 y transfiriendo a las
provincias el domino originario de los hidrocarburos. En el 2007 se aprobó
en el Congreso la Ley de Incentivo a la Exploración y Explotación de
Hidrocarburos 26.154 que establece la eximición del pago de derecho de
importación de Bienes de Capital por un plazo de 10-15 años. Y finalmente
en el 2008 y tiene por protagonista a la familia Eskenazi dueños de
Petersen compañía de dueños argentinos, pero radicada en Australia.
El gobierno Kirchnerista impulsa lo que llama política de
"argentinización" que implica el ingreso de capitalistas argentinos a la
empresa española. La tenencia de la Acción de oro es sin dudas el elemento
de presión clave para esta maniobra. El ingreso de Petersen no representaba
ninguna inversión sino el traspaso gratuito a una empresa de una parte del
paquete accionario. Eskenazi compró el 15% de las acciones con opción a un
10% más. Sin embargo lo hace de una forma muy particular: debe desembolsar
2235m U$S que es lo que valen las acciones la adquirir, que son "abonados"
de la siguiente manera 1015m U$S se los presta Repsol y los otros 1018 un
consorcio de bancos, Todo con garantía de los futuros ingresos y de esta
forma seguiría comprando acciones hasta llegar al 25%. Así los Eskenazi sin
desembolsar dinero lograron una posición destacada en esta gran empresa.
Asumen una deuda interna con Repsol que se estima en 1900mU$S que debía ser
pagada con las misma ganancias pero que la salida de los españoles frustró.
En el 2011 Petersen tenía el 25,46%, Repsol el 57,43% y otros privados
el 17,09% en la bolsa y el Estado conservaban un 0,2% simbólico y la acción
de Oro. En el año 2012, YPF controlaba el 32% de la producción de
hidrocarburos y el 23% de la de gas habiendo retrocedido su participación
en el mercado, derrumbado sus reservas, caído lenta pero permanentemente su
producción hasta el derrumbe de los últimos años (ver gráficos del final).
Un deterioro muy grande de los números locales que no se condecían con su
crecimiento internacional (o, mas bien eran su condición necesaria y
lógica).
Un dato sorprendente que ejemplifica la dependencia nacional respecto
de las políticas exportadoras de las multinacionales es que desde el 2003
al 2013 la importación de gas desde Bolivia y GNL es menor en 1,2 veces a
la exportación de gas argentino a otros países, o sea que exportamos mas
gas que el que importamos. La importación solo durante los años 2010-2013
consumió 14mm de U$S. Mientras que los ingresos por la exportación de gas
beneficiaron en un 70% a las principales compañías transnacionales que,
además tuvieron libre disponibilidad de divisas, mientras que el Estado se
hizo cargo de la importación, estrangulando nuestra balanza comercial


La nacionalización del 2012 el desafío de recuperar YPF o reordenar el
saqueo


Es muy interesante observar como REPSOL de España se transformó en una
empresa petrolera global (España no tiene petróleo en su territorio), en
una actor destacado en el mundo de las corporaciones petroleras que se
disputan mercados. Lo hizo a partir del control de YPF, la explotación
"irracional" de nuestros recursos, su exportación y capitalización en
España, una vez que ya no hubo más que extraer sin invertir se fue, pero
quedo como gran empresa. Y nosotros… nada. Dos aclaraciones. Una. La
explotación del petróleo argentino por REPSOL y sus socios (el "nacional"
Petersen por ejemplo) no fue racional desde la perspectiva de una política
nacional Argentina que piense en el sostenimiento estratégico de la
economía del país, pero si fue racional en lo que hace a la lógica del
capital privado, y mas aun desde la lógica del capital privado extranjero:
REPSOL creció mucho. Transferimos alegremente sangre vital nuestra tierra a
otros. Pero es la misma lógica de la producción minera e inclusive de la
sojera.
La racionalidad del capital es la ganancia, la mayor y la más rápida.
Los años de la privatización fueron de saqueo, acentuando cada vez más el
perfil exportador, lo que llevo a la crisis actual donde el Estado no
disponía de una herramienta petrolera propia para sostener la producción
nacional del bien indispensable. ¿Cambio mucho con la nacionalización del
51% del paquete accionario de REPSOL YPF?
La cuestión petrolera fue un tema de duro debate desde la década de
1920. Estuvo relacionado con las crisis del yrigoyenismo, el peronismo, el
frondizismo y del gobierno de Illia. Pero la clave de este artículo no es
analizar toda la historia sino presentar las líneas estratégicas del
Kichnerismo a partir de la nacionalización de 2012, a partir de la
comparación entre el marco legal establecido por la nueva ley de
hidrocarburos sancionada este 2014 respecto de la ley vigente hasta hoy, la
de 1967. Y debatir las posibilidades que se abrían con el cambio de
escenario producido por la crisis terminal energética que estalló el 2012 y
la intervención del Estado con la nueva YPF.
La doctrina que se sostiene es que el suelo y subsuelo no es
enajenable (salvo en los EEUU). Lo que se puede conceder (o no, ese es el
debate) a empresas extranjeras (¿son extranjeras las empresas con capital
y tecnología suficiente o puede ser el Estado? es otro debate) es la
extracción, refinación y comercialización. Por lo tanto, una vez que entra
en juego el capital privado comienza una nueva discusión sobre como gravar
impositivamente la extracción privada de un bien natural que es patrimonio
del Estado.
Cuando una nación es propietaria de los recursos minerales, el Estado
tiene cuatro alternativas para explotarlos: 1) estructurar un sistema de
licencias que den acceso libre a los inversionistas, en el que se puede
cobrar o no un pago determinado en competencia, y en el que generalmente se
cobran regalías. Es el caso argentino desde la ley de 1967. 2) contratar a
operadores privados para que exploren y exploten los recursos, con pagos
prefijados por labor ejecutada y sin que las compañías operadoras tengan
participación en las ganancias (contratos de servicios). Es el caso nuestro
previo a la ley de 1967 pero que se mantuvo durante la privatización
permitiendo la capitalización de los contratistas sin riesgos para su
posterior rol como concesionarios independientes (política del "proceso"
hasta el menemismo). O 3) actuar como terrateniente, arrendando los
terrenos de exploración, y luego aplicando un acuerdo de repartición del
producto encontrado en el subsuelo con el arrendatario (en nuestro país se
aplica un canon simbólico a la propiedad de la tierra). 4) explotarlo a
través de una empresa Estatal que disponga del capital y la tecnología para
hacerlo por si misma (el modelo YPF original). Lo más común es la
existencia de combinaciones de estos modelos, en general el Estado aunque
disponga de una poderosa empresa estatal recorre en algún grado a
asociaciones con privados. Los instrumentos impositivos incluyen las
regalías, la parte de producción tomada por el Gobierno (cuando aplica),
los impuestos y los cobros independientes del nivel de actividad. Cada
instrumento fiscal tiene efectos negativos o positivos sobre la
rentabilidad privada, e impactos regresivos o progresivos sobre los
ingresos del Gobierno.
Son cuarto los tipos de impuestos más comunes[7] en nuestro país: la
regalía, los impuestos a la renta, los impuestos sobre los combustibles y
las retenciones a las exportaciones de hidrocarburos y derivados. En el
2006 se establecieron retenciones a las exportaciones de combustible y gas
inexistentes durante los años anteriores desde la privatización, en general
se ajustan de acuerdo al precio internacional. Los impuestos sobre los
combustibles existen pero son muy bajos rondan el 5% del total. El impuesto
a la renta (impuesto a las ganancias) se encuentra estipulado en la ley de
1967 pero no es aplicado tal como estipulaba la ley. Por lo tanto debería
ser sometido a las estipulaciones impositivas generales pero estas se
encuentran compensadas por la aplicación desde el 2006 de una seri de
incentivos (devolución del IVA, exención de derechos de importación etc.).
Podemos ver de acuerdo a los datos concretos que la incidencia de las
regalías se fue invirtiendo desde la privatización comenzando en un 25%
del total de los recaudado en 1997 hasta llegar a unos dos tercios en la
actualidad. Aunque habría que tener en cuenta la variación de los precios
relativos del petróleo, sin embargo significan una disminución de la
presión impositiva sobre la industria, y no un aumento de la regalía que
permaneció fija. Tambien es muy común que las grandes empresas integradas
mundialmente utilicen una serie de mecanismos que le permiten disminuir los
que finalmente tributan, por eso el Estado debe agudizar su atención.
Hasta el 2012 la incidencia estatal era mínima y primaba una política
neoliberal extrema. Pero la crisis energética, que combinaba mayor consumo
de energía a causa de la reactivación económica, una matriz energética
hidrocarburífero dependiente y una caída abrumadora de la producción y las
reservas, impulso al gobierno a intervenir en forma efectiva. El 16 de
abril del 2012, la presidenta Cristina presentó el proyecto de ley "De la
soberanía hidrocarburíferas de la República Argentina" para la estatización
de YPF. A partir de allí se abrió una nueva etapa el juego iniciado por el
menemismo había terminado con una derrota para el país y se iniciaba un
nuevo partido. La cuestión estaba en como el estado repartiría las cartas.
La disminución de las reservas de petróleo durante la gestión de
Repsol en YPF fue el principal motivo aducido para su expropiación (aunque
se "hacían los sotas" con Esquenazi). Desde la adquisición por Repsol en
1998 y hasta fines de 2011 esa caída fue del 54% en petróleo y del 97% en
gas. La ley determinó que del 51% expropiado, un 49% se destinó a las
provincias y el 51% restante al Estado Nacional. El 19 de abril, el Poder
Ejecutivo publicó un decreto por el que ampliaba la expropiación,
incorporando a la misma la empresa distribuidora de gas licuado envasado
Repsol YPF Gas S.A., cuya composición accionaria se divide entre Repsol
Butano S.A. (84,997%), Pluspetrol SA (15%) y accionistas particulares
(0,003%).
El decreto 1277/12 de Reglamentación del Régimen de Soberanía
Hidrocarburífera definió un avance del Estado en materia de regulación en
el mercado de hidrocarburos. Fue violentamente atacado por el
establishment, ya que estableció la derogación de los artículos más
importantes de los decretos desreguladores de 1989. El 5 de diciembre de
2012, la presidenta Cristina Kirchner anunció la creación de la empresa YPF
Tecnología S.A., cuyo objetivo es el desarrollo tecnológico en el sector de
petróleo y gas. El capital accionario de la empresa está constituido por un
51 % por YPF y 49 % por el CONICET. También se ponía coto a otras dos
claves del proceso de saqueo: La libre disponibilidad de crudo y la libre
disponibilidad de divisas.
La ley se redactó de acuerdo al artículo 31 la Ley de Hidrocarburos
17319/67, en la que especifica que los concesionarios petroleros deben
efectuar las inversiones que sean necesarias para la ejecución de los
trabajos que exija el desarrollo de toda la superficie abarcada por la
concesión, (...) asegurando la máxima producción de hidrocarburos
compatible con la explotación adecuada y económica del yacimiento y la
observancia de criterios que garanticen una conveniente conservación de las
reservas y el autoabastecimiento de hidrocarburos
El artículo 1 de la ley abría el juego a especulaciones de un mayor
avance estatal sobre el conjunto de los recursos y empresas del sector
desandando lo hecho desde el 90: ARTÍCULO 1°.- Declárase de interés público
nacional y como objetivo prioritario de la REPÚBLICA ARGENTINA el logro del
autoabastecimiento de hidrocarburos, así como la explotación,
industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, a fin de
garantizar el desarrollo económico con equidad social, la creación de
empleo, el incremento de la competitividad de los diversos sectores
económicos y el crecimiento equitativo y sustentable de las provincias y
regiones.
"El petróleo deja de ser una commodity y pasa a ser un insumo básico
para el crecimiento del país", anunció con euforia Agustín Rossi referente
Kirchnerista. A solo dos años nos preguntamos ¿esto es así? ¿O es solo una
variante moderada del la versión privatizadora de los 90?
ARTÍCULO 2°.- El PODER EJECUTIVO NACIONAL, en su calidad de autoridad
a cargo de la fijación de la política en la materia, arbitrará las medidas
conducentes al cumplimiento de los fines de la presente con el concurso de
los Estados provinciales y del capital público y privado, nacional e
internacional.
ARTÍCULO 3°.- Establécense como principios de la política
hidrocarburífera de la REPÚBLICA ARGENTINA los siguientes: a. La
promoción del empleo de los hidrocarburos y sus derivados como factor de
desarrollo e incremento de la competitividad de los diversos sectores
económicos y de las provincias y regiones. La conversión de los recursos
hidrocarburíferos en reservas comprobadas y su explotación y la restitución
de reservas. La integración del capital público y privado, nacional e
internacional, en alianzas estratégicas dirigidas a la exploración y
explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales. La
maximización de las inversiones y de los recursos empleados para el logro
del autoabastecimiento de hidrocarburos en el corto, mediano y largo plazo.
La incorporación de nuevas tecnologías y modalidades de gestión que
contribuyan al mejoramiento de las actividades de exploración y explotación
de hidrocarburos y la promoción del desarrollo tecnológico en Argentina con
ese objeto. La promoción de la industrialización y la comercialización de
los hidrocarburos con alto valor agregado. La protección de los intereses
de los consumidores relacionados con el precio, calidad y disponibilidad de
los derivados de hidrocarburos. La obtención de saldos de hidrocarburos
exportables para el mejoramiento de la balanza de pagos, garantizando la
explotación racional de los recursos y la sustentabilidad de su
explotación para el aprovechamiento de las generaciones futuras.
Como vemos el espíritu de la ley era el de construir una empresa
mixta, tal como la presidenta se esforzaba por enunciar. Una empresa que
cotizara en bolsa, una empresa que, tal como le manifestó a Maria Eugenia
Estenssoro hija del primer director de YPF privatizada) tuviera como
ejemplo la política hidrocarburíferas que promovía José Estenssoro.
Sin embargo, fuera de las palabras de la presidenta (dadas en varios
sentido) la ley en el marco de crisis energética y derrumbe de las
reservas aparecía como una herramienta que abría espacios para una
reorganización nacional de YPF, donde se pensara la necesidad de que el
Estado no solo cumpliera funciones en donde el capital privado fracasa o no
tiene interés, sino que asumiera la construcción de una empresa petrolífera
como herramienta estratégica de soberanía, desarrollo económico y
bienestar[8]. Principalmente el primer artículo precia dar herramientas en
el sentido de un avance estatal sobre el conjunto de la producción
petrolera y gasífera.
El siguiente paso dado por el gobierno comenzó a poner en acto las
señales continuistas que se esbozaban en algunas consignas de la
presidenta, y en el nombramiento de el eficiente profesional Galuccio al
frente de la empresa. Fueron los decretos 929/2013 llamado "Régimen de
Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos"[9] y 927/2013,
los cuales buscan atraer inversiones para la explotación hidrocarburífera y
para la incorporación de tecnologías y equipamientos. El primero
corresponde a un régimen de promoción de inversiones para la explotación de
hidrocarburos, el cual exige a los beneficiarios del mismo una inversión
mínima de US$ 1.000 millones a efectuar durante los primeros cinco años,
siendo posible a partir del quinto exportar hasta un 20% de la producción,
disponiendo del 100% de las divisas generadas. Además garantía que las
empresas podrán exportar aunque no se abastezca el mercado interno (en la
cita se encuentra lo sustancial del decreto (en el 2014 incorporado a la
ley reformada, al final de este trabajo se encuentra el texto completo).
Mientras que el segundo decreto establece derechos de importación extrazona
en determinados bienes de capital declarados como imprescindibles para la
ejecución de los planes de inversión de las compañías petroleras inscriptas
en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas. Es decir,
determinados bienes de capital en lugar de importarse con arancel de 35%,
en algunos casos pasarán a tributar 14% y en otros 0%.

Del convenio con Chevron a La nueva ley de hidrocarburos

El tercer paso después de la nacionalización fue el acuerdo entre YPF
y Chevron del 16 de Julio para el inicio de la explotación de Vaca Muerta.
El acuerdo anunciado con gran publicidad (pero mantenido en secreto en un
número indefinido de temas) tenia como prerrequisito los anteriores
decretos que prevenían contra una posible estrategia estatista o
excesivamente restrictiva, que (insistían los kirchneristas, la oposición y
los "mercados") ahuyentaría los capitales extranjeros necesarios para un
explotación rápida de los nuevos yacimiento de no convencionales. El
acuerdo con Chevron fue además un acuerdo piloto para abrir el camino a una
deseada masiva afluencia de inversiones extranjeras en Vaca Muerta. El
acuerdo también fue la base práctica sobre la cual se trabajaron las
modificaciones necesarias a la Ley de Hidrocarburos de 1967 aprobada en
noviembre del 2014 cuyo objeto es dar el marco jurídico de seguridad a
estas inversiones.
El acuerdo con Chevron estaba realizado para la exploración y
desarrollo de los recursos de Vaca Muerta, en un área inicial de 20 km2
sobre un total de 395 km2, comprendiendo las áreas de YPF[10] Loma La Lata
Norte y Loma Campana. En esos 20km se acordó perforar 100 pozos y producir
10000 barriles diarios para una primera etapa. Chevron debía desembolsar
1240m de U$S (300 inmediatamente de firmado el acuerdo) de los 1500
acordados para el primer año. El objetivo del gobierno es alcanzar, en
2017, una producción de 50 mil barriles de petróleo y 3 millones de metros
cúbicos de gas natural asociado por día, extraídos de 1500 pozos.
El gobierno aduce que YPF mantendrá la titularidad de las áreas y
estará a cargo de la dirección del proyecto y de la gestión de las
inversiones, participando Chevron únicamente en la inversión de capital y
en la transferencia del know how (conocimiento adquirido) adquirido en los
no convencionales. Se argumenta que Chevron viene a aportar tecnología.
Pero ingenieros especializados afirman que "parece más bien que vienen a
aprender", a ocupar un lugar en los que ellos consideran es uno de los
lugares con más alto potencial en recursos no convencionales en el mundo.
YPF perforó ya 89 pozos totales (78 verticales y 11 horizontales) hasta el
primer cuatrimestre de 2013. 71 de ellos están en producción con 6000
barriles diarios de crudo y 3500 de gas, alcanzando promedios de producción
máxima de 150 barriles en Vaca Muerta y 110 barriles en Quintuco. La
empresa está en un camino de aprendizaje, el mismo que tendrá Chevron, que
podría aportar algunos datos, para acortar esa curva, de formaciones
parecidas en EEUU[11]. En el mismo sentido otros especialistas aseguran que
YPF podría capitalizarse en el mediano plazo sin necesidad de concesiones
leoninas[12].
Según la información de YPF, que tiene asignados 12.000 kilómetros
cuadrados de los 30.000 de Vaca Muerta, su potencial recuperable es de 802
billones de pies cúbicos de gas y de 27.000 millones de barriles de
petróleo[13]. En reservas recuperables de no convencionales, Argentina
tiene las segundas del mundo de gas, detrás de China, la cuarta de
petróleo, después de Rusia, Estados Unidos y China.
La empresa internacional Ryder Scott, especialista en certificación de
reservas, confirma estas amplias expectativas de YPF. El desarrollo del
área delineada por YPF, en 1.100 km2 (Ver mapas al final), con unos
recursos contingentes brutos de 1.525 m de barriles, podría hacer posible
incrementar en un 50% la producción actual de petróleo de Argentina en el
corto plazo. Para ello sería necesario acometer un plan de inversiones de
unos 28.000 millones de dólares (brutos al 100%) en los próximos años para
la realización de casi 2.000 pozos productivos de petróleo, para lo cual
serían necesarios 60 equipos de perforación adicionales a los existentes en
el país.
De hecho desde la nacionalización YPF ha aumentado la producción de
petróleo (mientas el resto de las compañías disminuye) aprovechando al
máximo los pozos existentes. YPF invirtió 2000m U$S y los especialistas
entusiasmados especulan que hay que conseguir 100mm U$S en 10 años para
transformar "a la Argentina en la Arabia Saudita de América latina" como
sentenció en un rapto de irreflexivo entusiasmo nuestra presidenta. Desde
enero del 2013 hasta mediados del 2014, la producción diaria pasó de 3.000
a 12.000 barriles de petróleo, y en septiembre saltó a 21.000[14].
Creemos que la enorme expectativa generada por las reservas de Vaca
Muerta puede ser real. Aunque habría que tener en cuenta la variación del
precio internacional del petróleo, ya que cifras menores a 80U$S el barril
lo volvería poco redituable para la exportación. Pero si estos recursos son
accesibles y comercializables masivamente tal como se propagandiza, en la
nueva coyuntura petrolera (mercados con gran demanda, agotamiento de
petróleos fáciles, avance tecnológico) los no convencionales seguirán
siendo una inversión clave de los grandes capitales.
Esto nos mueve a varias reflexiones: 1) La idea de ser como Arabia
Saudita no parece feliz. Básicamente remite a vivir de la explotación de un
producto primario que genera grandes ingresos y postergar el resto del
desarrollo equilibrado de la economía nacional. A pesar del discurso que
hace eje en "cuestiones nacionales" no parece identificarse el problema de
la dependencia, que en nuestro país tiene una clave en recostarse
periódicamente en la venta al exterior de productos básicos del suelo,
históricamente los agropecuarios (cuero, tasajo, lana, trigo y otros,
carne, soja) en las últimas décadas también petróleo, minerales y gas. La
tremenda atracción que genera al capital estos nichos de ganancia periódica
inhibe de la inversión en otras industrias menos rentables y más riesgosas.
Es más fácil vender soja y comprar trenes hechos que hacer trenes. Será más
fácil vivir de "regalías" moderadas acordadas con muy pocas exigencias con
las empresas multinacionales cuando el recurso parece muy abundante, que
planificar una explotación razonable, tender a la diversificación, que
acumule en el desarrollo industrial local.
2) Es de destacar que el petróleo seguirá siendo un insumo clave para
nuestra civilización por unas cuantas décadas más. Solo viendo sin
demasiada profundidad la cantidad de conflictos que suceden en torno a la
explotación de los recursos hidrocarburíferas: guerra, invasiones, golpes
de estado, desestabilizaciones, etc. nos pone en claro la necesidad que los
Estados nacionales se manejen con mano firme y sean más que cautelosos con
el tema petrolero. La presencia masiva de capital extranjero introduce un
nuevo factor de presión interna en lo político (solo veamos el poder de las
mineras o las petroleras en la política local de algunas provincias) y la
acentuación de la transnacionalización de nuestra economía, además de
agregar una nueva manguera por donde se chupan nuestros recursos.
3) La matriz exportadora con que esta pensada toda la estrategia desde
la privatización con Menem se acentúa febrilmente, con un entusiasmo
sorprendente que parece ser inmune a la experiencia histórica negativa. Los
recursos de Vaca Muerta podrán durar 30 50 o 100 años, Menos durarán cuanto
mas intensivamente se exploten. La explotación intensiva esta relacionada
con la exportación. O sea: masivas inversiones, con enormes facilidades,
extraerán masivamente nuestro petróleo sin pensar en el presente ni futuro
del país, sino en las ganancias que puedan obtener. La obligación de
abastecer el mercado interno (a precios internacionales) y las regalías sin
dudas darán desahogo a los siguientes gobiernos. Pero solo una mínima parte
de la riqueza estará disponible para que los argentinos podamos discutir en
que la usamos, el resto será de las compañías extranjeras.

Parte II
La Ley de hidrocarburos del 2014 y su comparación con la ley de 1967

La discusión que se entablo respecto al marco legal para las deseadas
inversiones en hidrocarburos llevo al gobierno a enviar al congreso un
texto de 18 páginas de 40 artículos distribuidos en cinco ejes: I)
Modificaciones a la Ley 17.319 (de Hidrocarburos); II) Régimen de promoción
de inversión para la explotación de hidrocarburos; III) Regulación
ambiental para las actividades de exploración y explotación de
hidrocarburos convencionales, no convencionales y costa afuera; IV)
Disposiciones complementarias, V) Adhesión. Compararemos la ley original
de 1967 con las modificaciones de 2014. No transcribiremos todos los
artículos de 1967 ya que muchos son de forma y no hacen a la sustancia de
la discusión, pero pueden ser consultados para su conocimiento íntegro en:
http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/informacion_del
_mercado/mercado_hidrocarburos/registro_upstream/Ley%2017.319.pdf
Es importante advertir que la ley de 1967 fue en los hechos modificada
por una serie de leyes y decretos. Son del periodo Menem/De la
Rúa/Duhalde/Kirchner. En general casi todos desrregulan, esto hace que en
la comparación con el texto de 1967 deban ser tenidas en cuenta las
legislaciones posteriores. En varios casos lo que es un avance privatista
respecto de la ley de Onganía no lo es tanto respecto de los decretos
menemistas. Pasamos a presentar la ley:
Artículo 1° - Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados
en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental,
pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado Nacional.

Ley corta del 2006
La denominada "ley corta" sancionada a fines del 2006, implicó la
adecuación de la ley de 1967 (que sostenía la propiedad nacional de los
recursos petroleros) para entregar a las provincias la propiedad de los
recursos del subsuelo no la transcribimos completa pero si en sus párrafos
fundamentales. Puede ser consultada su texto íntegro en
http://infoleg.mecon.gov.ar/infolegInternet/anexos/120000-
124999/123780/norma.htm
Artículo 1º.- Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados
en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental
pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado nacional
o de los Estados provinciales, según el ámbito territorial en que se
encuentren.
ARTICULO 2º — A partir de la promulgación de la presente ley, las
provincias asumirán en forma plena el ejercicio del dominio originario y la
administración sobre los yacimientos de hidrocarburos que se encontraren en
sus respectivos territorios y en el lecho y subsuelo del mar territorial
del que fueren ribereñas, quedando transferidos de pleno derecho todos los
permisos de exploración y concesiones de explotación de hidrocarburos, así
como cualquier otro tipo de contrato de exploración y/o explotación de
hidrocarburos otorgado o aprobado por el Estado nacional en uso de sus
facultades, sin que ello afecte los derechos y las obligaciones contraídas
por sus titulares (…) El diseño de las políticas energéticas a nivel
federal será responsabilidad del Poder Ejecutivo nacional.
Se precisan las atribuciones de las provincias que fueron claves en
debilitamiento del poder de negociación frente a las corporaciones
petroleras y que las oligarquías provinciales sostienen con esfuerzo ya que
le permiten apropiarse una enorme renta local relativa. Muchas provincias
dependen (o aspiran depender) en sus exiguos presupuestos, de los aportes
de las regalías mineras o petroleras que a partir de la constitución
menemista (y que esta modificación kirchnerista aseguraba) les eran
privativas, así como la posibilidad de otros impuestos. El aporte a los
presupuestos de algunas provincias como Neuquén rondaba la mitad del
presupuesto provincial. Será esta artículo que esta en consonancia con la
constitución del 1994 un punto clave de negociación en el 2014 entre el
poder ejecutivo nacional y los provinciales en lo que hace a las
atribuciones que la nueva reforma busca centralizar y homogeneizar,
estableciendo un marco legal e impositivo unificado. Es importante destacar
que las "empresas petroleras de las provincias" son en general entes
jurídico financiero que establecen convenios como herramienta legal del
estado en el área, no empresas petroleras en el sentido físico que lo fue
YPF, ya que el tamaño de la inversión hace privativo de un estado de
envergadura su realización. Por otra parte es interesante destacar que la
negociación entre un estado provincial acuciado por recibir renta de una
corporación privada cuya envergadura económica en algunos casos supera a la
misma provincia establece relaciones claramente desiguales.
ARTICULO 3º — Dentro de los CIENTO OCHENTA (180) días contados a partir de
la promulgación de la presente ley, el Poder Ejecutivo nacional y las
provincias acordarán la transferencia a las jurisdicciones locales de todas
aquellas concesiones de transporte asociadas a las concesiones de
explotación de hidrocarburos que se transfieren en virtud de la presente
ley.
El Poder Ejecutivo nacional será Autoridad Concedente, de todas aquellas
facilidades de transporte de hidrocarburos que abarquen DOS (2) o más
provincias o que tengan como destino directo la exportación. Deberán
transferirse a las provincias todas aquellas concesiones de transporte
cuyas trazas comiencen y terminen dentro de una misma jurisdicción
provincial y que no tengan como destino directo la exportación.
El Poder Ejecutivo nacional reglamentará el procedimiento para la
transferencia de las facilidades y dictará las normas de coordinación
necesarias para permitir el ejercicio armónico de las competencias
previstas en el presente artículo.
Obliga la transferencia a las provincias la concesión y/o administración de
todas las funciones de transporte y distribución que complementan la
explotación petrolera.
ARTICULO 5º — Dentro de los CIENTO OCHENTA (180) días contados a partir de
la promulgación de la presente ley, y a los efectos de dar cumplimiento a
lo dispuesto en los artículos precedentes, el Estado nacional y las
provincias productoras llevarán a cabo las acciones tendientes a lograr un
Acuerdo de Transferencia de Información Petrolera que incluirá, entre otros
términos, lo siguiente:
a) La transferencia de legajos, planos, información estadística, datos
primarios, auditorías, escrituras y demás documentación correspondiente a
cada área transferida sujeta a permisos de exploración o concesiones de
explotación en vigencia o que hayan sido revertidas al Estado nacional.
b) La transferencia de toda la documentación técnica, de seguridad y
ambiental de las concesiones de transporte objeto de transferencia. En este
caso la Secretaría de Energía transferirá, a cada jurisdicción, las
auditorías de seguridad, técnicas y ambientales, que la normativa en
vigencia establece para cada una de las áreas involucradas, con sus
respectivos resultados, cronogramas de actividades, y observaciones.
c) los procedimientos para la transferencia de todo tipo de expedientes en
curso de tramitación, cualquiera fuera su naturaleza y estado.
d) El estado de cuenta y conciliación de acreencias por los cánones
correspondientes a cada área.
e) El listado de obligaciones pendientes por parte de los permisionarios
y/o concesionarios que sean relevantes frente al hecho de la transferencia.
f) Las condiciones ambientales correspondientes a cada área y/o yacimiento.
ARTICULO 6º — A partir de la promulgación de la presente ley las
provincias, como Autoridad de Aplicación, ejercerán las funciones de
contraparte de los permisos de exploración, las concesiones de explotación
y de transporte de hidrocarburos objeto de transferencia, estando
facultadas, entre otras materias, para: (I) ejercer en forma plena e
independiente las actividades de control y fiscalización de los referidos
permisos y concesiones, y de cualquier otro tipo de contrato de exploración
y/o explotación de hidrocarburos otorgado o aprobado por el Estado
nacional; (II) exigir el cumplimiento de las obligaciones legales y/o
contractuales que fueran de aplicación en materia de inversiones,
explotación racional de los recursos, información, y pago de cánones y
regalías; (III) disponer la extensión de los plazos legales y/o
contractuales; y (IV) aplicar el régimen sancionatorio previsto en la Ley
Nº 17.319 y su reglamentación (sanciones de multa, suspensión en los
registros, caducidad y cualquier otra sanción prevista en los pliegos de
bases y condiciones o en los contratos).
Las facultades descriptas en el párrafo anterior, no resultan limitativas
del resto de las facultades derivadas del poder concedente emergentes de la
Ley Nº 17.319 y su reglamentación.
La ley Kichnerista del 2006, como se ve claramente leyendo su texto, busca
precisar y llevar a la máxima extensión posible las atribuciones que la
reforma Menemista estableció en 1994. Pareciera impulsar la desaparición
del Estado nacional de todo el ámbito de los hidrocarburos, salvo en lo que
hace a una coordinación general si es necesaria. Paradójicamente para esos
años el ejecutivo anunciaba la creación de ENERSA una empresa que fue
anunciada como posible reconstrucción de una política petrolera nacional:
Sin embargo el anuncio nada tenia que ver con la realidad ni con las
disposiciones jurídicas que iban en sentido contrario. Por eso ENERSA no
existió y "desapareció" como las palabras lo hacen cuando no tienen
referentes concretos.
Artículo 2° — Las actividades relativas a la exploración, explotación,
industrialización , transporte y comercialización de los hidrocarburos
estarán a cargo de empresas estatales, empresas privadas o mixtas, conforme
a las disposiciones de esta ley y las reglamentaciones que dicte el Poder
Ejecutivo.
Las implicancias de estos dos artículos originales de 1967 no deben dejar
dudas. Cuando se leen no pueden dejar de referir al segundo párrafo del
famoso artículo 40 de la constitución de 1949[15]. Pero debemos destacar
que en este caso la definición es mucho más acotada. La ley habla de la
soberanía del estado sobre su territorio. Pero la Ley Corta cede la
soberanía al las provincias. La clave de las leyes de minería e
hidrocarburos se encuentra en la frontera de la soberanía estatal
(provincial) y la propiedad privada de las empresas que se encargan de la
explotación: el mineral o el petróleo no es un bien producido, sino que es
parte del territorio. Todas las legislaciones del mundo salvo la de los
EEUU, reservan la propiedad del suelo y subsuelo al estado. La respuesta a
los problemas que presenta esta cuestión esta en dos tendencias que se
manifestarlo históricamente en el tema petrolero. La primera que considera
el monopolios estatal con (o sin) participación privada con convenios
específicos entre privado y una compañía estatal que sea dominante en el
mercado. Y los que consideran la presencia privada central a través de la
explotación mixta o sólo privada con una lógica que siga las reglas del
mercado. El camino hacia ese segundo escenario es largo y previo al
menemismo, pero las reformas de Menem fueron ua vuelta de página que dio
inicio a la nueva lógica que se efectivizó plenamente desde la llegada de
Repsol en el 98, y transformo en catástrofe con la llegada de Esquenazi y
la ley corta, hasta el 2012, que na nacionalización dio una vuelta de
página.
Artículo 3° —Artículo 4° -
Artículo 6°— Los permisionarios y concesionarios tendrán el dominio sobre
los hidrocarburos que extraigan y, consecuentemente, podrán transportarlos,
comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados
cumpliendo las reglamentaciones que dicte el Poder Ejecutivo sobre bases
técnico-económicas razonables que contemplen la conveniencia del mercado
interno y procuren estimular la exploración y explotación de hidrocarburos.

Durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos
no alcance a cubrir las necesidades internas será obligatoria la
utilización en el país de todas las disponibilidades de origen Nacional de
dichos hidrocarburos, salvo en los casos en que justificadas razones
técnicas no lo hicieran aconsejable. Consecuentemente, las nuevas
refinerías o ampliaciones se adecuarán al uso racional de los petróleos
nacionales.
Si en dicho período el Poder Ejecutivo fijara los precios de
comercialización en el mercado interno de los petróleos crudos, tales
precios serán iguales a los que se establezcan para la respectiva empresa
estatal, pero no inferiores a los niveles de precios de los petróleos de
importación de condiciones similares. Cuando los precios de petróleos
importados se incrementaren significativamente por circunstancias
excepcionales, no serán considerados para la fijación de los precios de
comercialización en el mercado interno y, en ese caso éstos podrán fijarse
sobre la base de los reales costos de explotación de la empresa estatal,
las amortizaciones que técnicamente correspondan, y un razonable interés
sobre las inversiones actualizadas y depreciadas que dicha empresa estatal
hubiere realizado Si fijara precios para subproductos, éstos deberán ser
compatibles con los de petróleos valorizados según los criterios
precedentes
El Poder Ejecutivo permitirá la exportación de hidrocarburos o derivados no
requeridos para la adecuada satisfacción de las necesidades internas,
siempre que esas exportaciones se realicen a precios comerciales razonables
y podrá fijar en tal situación, los criterios que regirán las operaciones
en el mercado interno, a fin de posibilitar una racional y equitativa
participación en él a todos los productores del país.
La producción de gas natural podrá utilizarse, en primer término, en los
requerimientos propios de a explotación de los yacimientos de que se
extraiga y de otros de la zona, pertenezcan o no al concesionario y
considerando lo señalado en el artículo 31. La empresa estatal que preste
servicios públicos de distribución de gas tendrá preferencia para adquirir,
dentro de plazos aceptables, las cantidades que excedieran del uso anterior
a precios convenidos que aseguren una justa rentabilidad a la Inversión
correspondiente, teniendo en cuenta las especiales características y
condiciones del yacimiento.
Con la aprobación de la autoridad de aplicación, el concesionario podrá
decidir el destino y condiciones de aprovechamiento del gas que no fuere
utilizado en la forma precedentemente indicada.
La comercialización y distribución de hidrocarburos gaseosos estará
sometida a las reglamentaciones que dicte el Poder Ejecutivo Nacional.
Existe una contradicción entre "libre disponibilidad" y "obligación de
abastecer el mercado interno". Contradicción que esta relacionada con los
precios que se pagan dentro del país y afuera del mismo. La ley del
onganiato deja claro que se debe establecer el autoabastecimiento (y en
otro artículo otorga al Estado la fijación del precio del petróleo a boca
de pozo). El Menemismo desrreguló y las compañías discusiones de
posibilidad de exportación libre, aunque se sostuvo el abastecimiento del
mercado interno mientra la producción genero excedentes que satisfacían a
todos. Durante el K esto se hizo complicado dada la caída de la producción
y de las reservas. Por ello las presiones por subsidios para el mercado
interno y/o aumento del precio de los combustibles se hicieron enormes.
Luego de la nacionalización la política K ha establecido una "situación
intermedia": muy altos precios del combustible en el mercado local y libre
disponibilidad de una parte de los recursos extraídos. Esta solución
permite dos cosas una permitir que YPF abastezca el mercado interno con
precios altos y segundo que las privadas consideren atractiva la inversión.
Artículo 10 —
Artículo 11 — Las empresas estatales constituirán elementos fundamentales
en el logro de los objetivos fijados en el artículo 39 y desarrollarán sus
actividades de exploración y explotación en las zonas que el Estado reserve
en su favor, las que inicialmente quedan definidas en el Anexo único que
íntegra esta Ley. En el futuro el Poder Ejecutivo, en relación con los
planes de acción, podrá asignar nuevas áreas a esas empresas, las que
podrán ejercer sus actividades directamente o mediante contratos de
locación de obra y de servicios, integración o formación de sociedades y
demás modalidades de vinculación con personas físicas o jurídicas que
autoricen sus respectivos estatutos.
Artículo de hecho derogado o solo parcialmente aplicable (YPF es una SA).
La ley modificada prohíbe que el Estado se reserve zonas.
Artículo 12 —Artículo 13 —
TITULO II — Derechos y obligaciones principales
SECCION 1° — Reconocimiento superficial
Artículo 14 — Artículo 15 —
SECCION 2° — Permisos de exploración
Artículo 16 —Artículo 17 — Artículo 18 — Artículo 19 —Artículo 20 —
Artículo 21 —El permisionario que descubriere hidrocarburos deberá efectuar
dentro de los 30 das, bajo apercibimiento de incurrir en las sanciones
establecidas en el título VII, la correspondiente denuncia ante la
autoridad de aplicación, Podrá disponer de los productos que extraiga en el
curso de los trabajos exploratorios, pero mientras no dé cumplimiento a lo
exigido en el artículo 22 no estará facultado para proceder a la
explotación del yacimiento.
Los hidrocarburos que se extraigan durante la exploración estarán sometidos
al pago de una regalía del 15 %, con la excepción prevista en el artículo
63.
Sin embargo mas adelante se establece (y la nueva reforma lo especifica con
mayor claridad) que cuando si se descubren hidrocarburos el periodo de
exploración expira y el tiempo restante se incorpora al tiempo de concesión
como una extensión del mismo.
Artículo 22 — Dentro de los 30 días de la fecha en que el permisionario, de
conformidad con criterios técnico-económicos, aceptables, determine que el
yacimiento descubierto es comercialmente explotable, deberá declarar ante
la autoridad de aplicación su voluntad de obtener la correspondiente
concesión de explotación, observando los recaudos consignados en el
artículo 33, párrafo 2°, La concesión deberá otorgársele dentro de los 60
días siguientes y el plazo de su vigencia se computará en la forma que
establece el artículo 35.
El omitir la precitada declaración u ocultar la condición de comercialmente
explotable de un yacimiento, dará lugar a la aplicación de la sanción
prevista y reglada en el artículo 80, inciso e) y correlativos.
El otorgamiento de la concesión no comporta la caducidad de los derechos de
exploración sobre las áreas que al afecto se retengan, durante los plazos
pendientes.
Artículo 23 — Los plazos de los permisos de exploración serán fijados en
cada concurso con los máximos siguientes:
Plazo básico: 1er. período, hasta 4 años, 2° período, hasta 3 años, 3°,
período hasta 2 años.
Período de prórroga: hasta 5 años. Para las exploraciones en la plataforma
continental cada uno de los períodos del plazo básico podrá incrementarse
en un año.
La prórroga prevista en este artículo es facultativa para el permisionario
La transformación parcial del área de permiso de exploración en concesión
de explotación realizada antes del vencimiento del plazo básico del
permiso, conforme a lo establecido en el artículo 22, autoriza a adicionar
al plazo de la concesión el lapso no transcurrido del permiso de
exploración excluido el término de la prórroga.
En cualquier momento el permisionario podrá renunciar a toda o parte del
área cubierta por el permiso de exploración, sin perjuicio de las
obligaciones prescriptas en el artículo 20.
Artículo 1°: Artículo 23: Sustitúyase el artículo 23 de la Ley 17.319 por
el siguiente texto: "Los plazos de los permisos de exploración serán
fijados por la Autoridad de Aplicación de acuerdo al objetivo de
exploración, según el siguiente detalle. Plazo Básico:
Exploración con objetivo convencional: 1er. Período de hasta tres años;
2do. Período hasta tres años. Período de prórroga: hasta cinco años.
Exploración no convencional: 1er. Período de hasta cuatro años; 2do.
Período de hasta cuatro años; Prórroga: cinco 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 prórroga prevista en este artículo es facultativa para el permisionario
que haya cumplido con la inversión y las restantes obligaciones a su cargo.
La transformación parcial del área del permiso de exploración en concesión
de explotación realizada antes del vencimiento del Plazo Básico del
permiso, conforme a lo establecido en el artículo 22, autoriza a adicionar
al plazo de la concesión el lapso no transcurrido del permiso de
exploración, excluido el término de la prórroga. En cualquier momento el
permisionario podrá renunciar a toda o parte del área cubierta por el
permiso de exploración, sin perjuicio de las obligaciones prescriptas en el
artículo 20.
Este artículo disminuye los tiempos de exploración y prórroga del periodo
de exploración de 14 años a 11 años y especifica para no convencionales un
total de 13 años. Para la plataforma continental pasa de 17 años a 13
años. El objetivo es impulsar a las compañías a acelerar las inversiones. Y
tengan más incentivos para la extracción rápida del recurso. Debemos
recordar que las tecnologías han progresado mucho desde 1967.
Artículo 24 — Podrán otorgarse permisos de exploración solamente en zonas
posibles. La unidad de exploración tendrá una superficie de 100 km2.
Artículo 25 — Los permisos de exploración abarcarán áreas cuya superficie
no exceda de 100 unidades. Los que se otorguen sobre la plataforma
continental no superarán las 150 unidades.
Ninguna persona física o jurídica podrá ser simultáneamente titular de más
de 5 permisos da exploración, ya sea en forma directa o indirecta.
Artículo 2°: Sustitúyase el artículo 25 de la Ley 17.319 por el siguiente
texto: "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".
Este artículo muestra cambios sustanciales respeto de la ley anterior:
extiende la superficie total del los permisos ya que elimina mención a los
límites que se pueden otorgar a cada inversor. La ley de Onganía fijaba el
límite claramente en 5 unidades, el menemismo por varios decretos
desreguladores lo extendió a 40. Aquí no parecen límites, el artículo en
este caso aumenta las desregulación estatal, dejando de hecho a la
discusión en el mercado el tema de la posible presencia masiva de
corporaciones que adquieran un excesivo peso de carácter oligopólico.
Artículo 26 — Al fenecer cada uno de los períodos 1° y 2 del plazo básico
de un permiso de exploración el permisionario reducirá su área, como
mínimo, al 50 % de la superficie remanente del permiso al concluir el
respectivo período. El área remanente será igual a la original, menos las
superficies restituidas con anterioridad o transformadas en lotes de una
concesión de explotación.
Al término del plazo básico el permisionario restituirá el total del área
remanente, salvo si ejercitara el derecho de utilizar el período de
prórroga, en cuyo caso dicha restitución quedará limitada al 50 % del área
remanente antes del fenecimiento del último período de dicho plazo básico.
Artículo 3°: Artículo 26 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 antes del
vencimiento del segundo periodo del Plazo Básico
El artículo organiza los cambios del Artículo 23. Sin alterar el espíritu
de las ley anterior
SECCION 3° — Concesiones de explotación
Artículo 27 — La concesión de explotación confiera el derecho exclusivo de
explotar los yacimientos de hidrocarburos que existan en las áreas
comprendidas en el respectivo título da concesión, durante el plazo que
fija el artículo 35.
Artículo 4°: Articulo 27: La concesión de explotación confiere el derecho
exclusivo de explotar los yacimientos de hidrocarburos que existan en las
áreas comprendidas en el respectivo título de concesión durante el plazo
que fija el artículo 35. Los sujetos titulares de permisos de exploración
y/o de 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 en el artículo 22
o en el artículo 27 bis, según corresponda.

La nueva ley favorece a las petroleras con concesiones de explotación o
permisos de exploración[16] -paso previo a la concesión- en la cuenca
neuquina, que también abarca algo de Mendoza, La Pampa y Río Negro. Ahora
esas empresas podrán negociar con las provincias la renovación de las
concesiones o permisos acorde a los más beneficiosos marcos de la nueva
ley. El Artículo beneficia a la superficie controlada por YPF y los
accionistas privados que participan en la misma. Esa superficie incluye a
Chevron. Chevron además tiene otras concesiones propias. Otras empresas
beneficiadas por este artículo son Pluspetrol, de las familias Rey y Poli.
Energy Operations Argentina, de la estadounidense NEOS GeoSolutions. La
canadiense Americas Petrogas. La brasileña Petrobras; la francesa Total, la
alemana Wintershall, Tecpetrol, de Techint. Capex, de la norteamericana El
Paso Energy. Entre Lomas, de Oscar Vicente. La norteamericana Exxon Mobil.
Shell. Pan American Energy (PAE), propiedad de la británica BP, la china
Cnooc y los Bulgheroni. Tambien estan los amigos mas cercanos a poder:
Grecoil, de Daniel Vila y el ex ministro menemista José Luis Manzano.
Misahar, de Lázaro Báez. Raiser, de los Moneta, Y Oil M&S, de Cristóbal
López.

Artículo 5°: Artículo 27 bis: Entiéndese por Explotación No Convencional de
Hidrocarburos la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante
técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos
ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra (shale gas o
shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas
de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la
presencia de rocas de baja permeabilidad. El concesionario de explotación,
dentro del área de concesión, podrá requerir la subdivisión del área
existente en nuevas áreas de explotación no convencional de hidrocarburos y
el otorgamiento de una nueva Concesión de Explotación No Convencional de
Hidrocarburos. Tal solicitud deberá estar fundada en el desarrollo de un
plan piloto que, de conformidad con criterios técnico-económicos
aceptables, tenga por objeto la explotación comercial del yacimiento
descubierto. La Autoridad de Aplicación nacional o provincial, según
corresponda, decidirá en el plazo de sesenta (60) días y su vigencia se
computará en la forma que establece el artículo 35.
Los titulares de una Concesión de Explotación No Convencional de
Hidrocarburos, que a su vez sean titulares de una concesión de explotación
adyacente y preexistente a la primera, podrán solicitar la unificación de
ambas áreas como una única concesión de explotación no convencional,
siempre que se demostrare fehacientemente la continuidad geológica de
dichas áreas. Tal solicitud deberá estar fundada en el desarrollo del plan
piloto previsto en el párrafo precedente.
La concesión correspondiente al área oportunamente concesionada y no
afectada a la nueva Concesión de Explotación No Convencional de
Hidrocarburos, seguirá vigente por los plazos y en las condiciones
previamente existentes, debiendo la Autoridad Concedente readecuar el
título respectivo a la extensión resultante de la subdivisión.
Queda establecido que la nueva Concesión de Explotación No Convencional de
Hidrocarburos deberá tener como objetivo principal la Explotación No
Convencional de Hidrocarburos. No obstante ello, el titular de la misma
podrá desarrollar actividades complementarias de explotación convencional
de hidrocarburos, en el marco de lo dispuesto en el artículo 30 y
concordantes de la presente ley.
Este artículo además de la incorporación de especificaciones relativas a
los no convencionales, complementa los beneficios que la ley presenta para
atraer capitales, con la extensión y complementariedad entre explotación
convencional y no convencional. Lo cual es técnicamente razonable y
lucrativo para el privado que ya explota el lugar o uno cercano. Es visto
por las petroleras establecidas con satisfacción. Impulsa que los
operadores privados actuales desarrollen más inversiones. Aunque limita de
hecho la potestad del Estado de intervenir sobre las empresas de
renegociar, o asociarse, o apropiarse de las nuevas explotaciones y las
adyacentes, porque establece un derecho nuevo. Puede ser cuestionada esta
argumentación diciendo que también YPF (es una SA) se encuentra incluida
entre las beneficiarias. Pero YPF es el Estado, y esta ley la coloca en pie
de igualdad con los privados. Además YPF parte de haber sufrido un
retroceso en su participación en el mercado muy significativa que no vemos
como puede recuperarse por esta vía. La adición de nuevas explotaciones
puede ser hecha por un mero trámite y de hecho favorece la extensión de las
concesiones existentes.
Este artículo es complementado por el Artículo 28 cito en las disposiciones
complementarias y transitorias al final del proyecto de modificaciones
aprobado. Dispone la reducción de la regalía un 25%.
Artículo 6°: Artículo 27 ter: 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. Se consideran Proyectos de
Producción Terciaria aquellos proyectos de producción en que se apliquen
técnicas de recuperación mejorada del petróleo (Enhanced Oil Recovery —EOR—
o Improved Oil Recovery —IOR—). Se consideran proyectos de Petróleo Extra
Pesado aquellos que requieran tratamiento especial (calidad de crudo
inferior a 16 grados API y con viscosidad a temperatura de reservorio
superior a los 1000 centipois).
Las regalías se reducen a un 6% para el caso de pozos que están hacia el
final de su vida útil[17]. También para el "petróleo extrapesado" (muy
denso de difícil extracción) y los de la plataforma continental. El primer
caso y el segundo requieren técnicas especiales (vapor, químicos, agua,
para ayudar a impulsar hacia arriba). YPF ha incrementado su producción
desde la nacionalización de esta forma. Se estima que existen muy buenas
cantidades de petróleo posible de ser extraído, aunque es más caro el
proceso. Es un artículo pensado en primera instancia para impulsar la
inversión inmediata de las compañías ya establecidas para lograr que
incrementen la producción compensando esto con una disminución sustancial
de las regalías (este beneficio en completamente nuevo). Lo mismo para
petróleos pesados (que existan o estén sin, o mal, explotados o que se
puedan descubrir). Es de destacar que no se pierde dinero con este tipo de
explotación sino que no se gana tanto como con pozos jóvenes o livianos.
Por eso YPF no pierde plata concentrándose en estos pozos viejos, pero las
inversoras privadas operan donde la ganancia es mas fácil, porque esas son
las reglas del mercado por las que se rige el capital cuanto mas liberal es
el marco de operación que se le ofrece. Tampoco los petróleos pesados son
descartables recordemos solo que la "franja del Orinoco" es una de las
plataformas estratégicas nacionalizadas por Hugo Chávez en Venezuela por se
considerada una reserva enorme fuente de recursos y es petróleo pesado. Lo
mismo que las explotaciones mas afuera que (por ejemplo) son el sustento
del autoabastecimiento británico (y Noruego) en agitado el Mar del Norte.
La relación del beneficio de exportar petróleos extraídos por métodos que
requieren más inversión se relaciona con dos factores: uno, el precio del
mercado internacional; dos, el consume del mercado interno.
http://empleospetroleros.org/2012/10/12/recuperacion-terciaria-o-mejorada-
de-petroleo/
Artículo 28 — A todo titular de una concesión de explotación corresponde el
derecho da obtener una concesión para el transporte de sus hidrocarburos,
sujeta a lo determinado en la sección 4° del presente título.
Artículo 29 — Las concesiones de explotación serán otorgadas por el Poder
Ejecutivo a las personas físicas o jurídicas que ejerciten el derecho
acordado por el artículo 17 cumpliendo las formalidades consignadas en el
artículo 22.
El Poder Ejecutivo, además, podrá otorgar concesiones de explotación sobre
zonas probadas a quienes reúnan los requisitos y observen los
procedimientos especificados por la sección 5° del presente título. Esta
modalidad de concesión no implica en modo alguno garantizar la existencia
en tales áreas de hidrocarburos comercialmente explotables.
Artículo 7: Artículo 29 Las concesiones de explotación serán otorgadas,
según corresponda, por el Poder Ejecutivo nacional o provincial a las
personas físicas o jurídicas que ejerciten el derecho acordado por el
artículo 17 cumpliendo las formalidades consignadas en el artículo 22.
El Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, podrá además
otorgar concesiones de explotación sobre zonas probadas a quienes reúnan
los requisitos y observen los procedimientos especificados por la Sección 5
del presente Título. Esta modalidad de concesión no implica en modo alguno
garantizar la existencia en tales áreas de hidrocarburos comercialmente
explotables.
El Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, asimismo
otorgará Concesiones de Explotación No Convencionales de Hidrocarburos de
acuerdo a los requisitos dispuestos por los artículos 27 y 27 bis.
Artículo 30 —Artículo 31 — Artículo 32 —Artículo 33 -
Artículo 34 — El área máxima de concesión de explotación que no provenga de
un permiso de exploración, será de 250 km2.
Ninguna persona física o jurídica podrá ser simultáneamente titular de más
de 5 concesiones de explotación, ya sea directa o indirectamente y
cualquiera sea su origen
Artículo 8°: Sustitúyase el artículo 34 de la Ley 17.319, por el siguiente
texto: "El área máxima de una nueva concesión de explotación que sea
otorgada en el futuro y que no provenga de un permiso de exploración, no
podrá superar los 250 Km2
Este artículo extiende la desregulación a las concesiones, eliminando los
límites de 5 áreas. En esta apertura sin límites cualquier empresa que
disponga del capital necesario y cumpla con los requisitos de la ley pueda
acumular áreas en cualquier cantidad.
Artículo 35 — Las concesiones de explotación tendrán una vigencia de 25
años a contar desde la fecha de la resolución que las otorgue, con más los
adicionales que resulten de la aplicación del artículo 23. El Poder
Ejecutivo podrá prorrogarías hasta por 10 años, en las condiciones que se
establezcan al otorgarse la prórroga y siempre que el concesionario haya
dado buen cumplimiento a las obligaciones emergentes de la concesión. La
respectiva solicitud deberá presentarse con una antelación no menor de 6
meses al vencimiento de la concesión.
Artículo 9°: Artículo 35: De acuerdo a la siguiente clasificación las
concesiones de explotación tendrán las vigencias establecidas a
continuación, las cuales se contarán desde la fecha de la resolución que
las otorgue, con más los adicionales que resulten de la aplicación del
artículo 23:
a) Concesión de explotación convencional de hidrocarburos: veinticinco (25)
años.
b) Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos: treinta y
cinco (35) años. Este plazo incluirá un Período de Plan Piloto de hasta
cinco (5) años, a ser definido por el concesionario y aprobado por la
Autoridad de Aplicación al momento de iniciarse la concesión.
c) Concesión de Explotación con la plataforma continental y en el mar
territorial: treinta (30) años.
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
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 (10) años de
duración cada una de ellas.
La respectiva solicitud deberá presentarse con una antelación no menor a un
(1) año al vencimiento de la concesión. Queda establecido que aquellas
concesiones de explotación que a la fecha de sanción de la presente ley
hayan sido previamente prorrogadas se regirán hasta el agotamiento de los
plazos de dichas prórrogas por los términos y condiciones existentes. 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.
El artículo extiende el tiempo de las concesiones en no convencionales y
más afuera respecto de la ley de 1967. Sin embargo agrega también una
redacción sorprendente en lo que hace a la prórroga. En la ley de Onganía
aparecía una "prorroga" de 10 años. La forma de la redacción no es neutral.
En esta modificación habla de "prorrogas" de 10 años. Lo que sugiere una
posible renovación de la concesión in eternum. Explicita que las
concesiones en funcionamiento hayan o no recibido prorrogas podrán
solicitar nuevas prórrogas. Debemos aclarar que muchas concesiones fueron
prorrogadas sin necesidad de las modificaciones presentes en esta ley. Por
ejemplo Cerro Dragón cuya explotación continúa desde Frondizi con cambios
en el paquete accionario y que en el 2007 le extendieron (la provincia) la
concesión hasta el 2027 con opción a otros 20 años de prórroga. Sigue
siendo el yacimiento más importante del país.
Artículo 36 — Artículo 37 —
Artículo 38 — El concesionario de explotación que en el curso de los
trabajos autorizados en virtud de esta Ley descubriera sustancias minerales
no comprendidas en este ordenamiento, tendrá el derecho de extraerlas y
apropiárselas cumpliendo en cada caso, previamente, con las obligaciones
que el Código de Minería establece para el descubridor, ante la autoridad
minera que corresponda por razones de jurisdicción.
Cuando en el área de una concesión de explotación terceros ajenos a ella
descubrieran sustancias de 1° ó 2° categoría, el descubridor podrá
emprender trabajos mineros, siempre que no perjudiquen los que realiza el
explotador. Caso contrario, y a falta de acuerdo de partes, la autoridad de
aplicación, con audiencia de la autoridad minera jurisdiccional,
determinará la explotación a que debe acordarse preferencia, si no fuera
posible el trabajo simultáneo de ambas. La resolución respectiva se fundará
en razones de interés nacional y no obstará al pago de las indemnizaciones
que correspondan por parto de quien resulte beneficiario.
Para las sustancias de 3° categoría es de aplicación el artículo 252 del
Cód. de Minería.
Cuando el propietario de una mina cualesquiera sea la categoría de las
sustancias hallare hidrocarburos, sin perjuicio de disponer de los mismos
únicamente en la medida requerida por el proceso de extracción y beneficio
de los minerales, lo comunicará a la autoridad de aplicación dentro de los
15 días del hallazgo, a fin de que decida sobre el particular conforme a la
presente Ley.
SECCION 4° — Concesiones de transporte
Artículo 39 — La concesión de transporte confiere, durante los plazos que
fija el artículo 41, el derecho de trasladar hidrocarburos y sus derivados
por medios que requieran instalaciones permanentes, pudiéndose construir y
operar a tal efecto oleoductos, gasoductos, poliductos, plantas de
almacenaje y de bombeo o compresión; obras portuarias, viales y férreas;
infraestructuras de aeronavegación y demás instalaciones y accesorios
necesarios para el buen funcionamiento del sistema con sujeción a la
legislación general y normas técnicas vigentes.
Artículo 40 — Las concesiones de transporte serán otorgadas por el Poder
Ejecutivo a las personas físicas o jurídicas que reúnan los requisitos y
observen los procedimientos que la sección 5° específica.
Los concesionarios de explotación que, ejercitando el derecho conferido por
el artículo 28, dispongan la construcción de obras permanentes para el
transporte de hidrocarburos que excedan los límites de alguno de los lotes
concedidos, estarán obligados a constituirse en concesionarios de
transporte, ajustándose a las condiciones y requisitos respectivos, cuya
observancia verificará la autoridad de aplicación. Cuando las aludidas
instalaciones permanentes no rebasen los límites de alguno de los lotes de
la concesión, será facultativa la concesión de transporte y, en su caso, el
plazo respectivo será computado desde la habilitación de las obras.
Artículo 41 — Las concesiones a que se refiere a presente sección serán
otorgadas por un plazo de 35 años a contar desde la fecha de adjudicación,
pudiendo el Poder Ejecutivo, a petición de los titulares prorrogarlos por
hasta 10 años más por resolución fundada. Vencidos dichos plazos, las
instalaciones pasarán al dominio del Estado Nacional sin cargo ni gravamen
alguno y de pleno derecho.
Las concesiones a que se refiere la presente sección serán otorgadas y
prorrogadas por plazos equivalentes a aquellos otorgados para las
concesiones de explotación vinculadas a las concesiones de transporte.
Vencidos dichos plazos, las instalaciones pasarán al dominio del Estado
nacional o provincial según corresponda sin cargo ni gravamen alguno y de
pleno derecho.
El artículo establece una estructura de concesión para transporte de
combustible similar a la de explotación de los yacimientos. Básicamente
establece un sistema que favorece con mas claridad la integración vertical
de la empresa concesionaria.
Artículo 42 — Las concesiones de transporte en ningún caso implicarán un
privilegio de exclusividad que impida al Poder Ejecutivo otorgar iguales
derechos a terceros en la misma zona.
Artículo 43 — Artículo 44 —
SECCION 5° — Adjudicaciones
Artículo 45 — Los permisos y concesiones regulados por esta Ley serán
adjudicados mediante concursos en los cuales podrá presentar ofertas
cualquier persona física o jurídica que reúna las condiciones establecidas
en el artículo 5° y cumpla los requisitos exigidos en esta sección.
Las concesiones que resulten de la aplicación de los artículos 29, párrafo
1°, y 40, párrafo 2°, serán adjudicadas conforme a los procedimientos
establecidos en las secciones 2° y 4° del título II.
Sin perjuicio de lo dispuesto por el artículo 27 bis, los permisos y
concesiones regulados por esta ley serán adjudicados mediante licitaciones
en las cuales podrá presentar ofertas cualquier persona física o jurídica
que reúna las condiciones establecidas en el artículo 5° y cumpla los
requisitos exigidos en esta sección.
Las concesiones que resulten de la aplicación de los artículos 29, párrafo
primero y 40, segundo párrafo, serán adjudicadas conforme a los
procedimientos establecidos en el Título II de la presente ley.
Esta modificación simplemente organiza y adecua los artículos de la sección
a los cambios del resto de la ley.
Artículo 46 —
Artículo 47 — Dispuesto el llamado a concurso en cualquiera de los
procedimientos considerados por el artículo 46, la autoridad de aplicación
confeccionará el pliego respectivo, 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 y enunciará las bases fundamentales que se tendrán en
consideración para valorar la conveniencia de las propuestas, tales como el
importe y los plazos de las inversiones en obras y trabajos que se
comprometan y ventajas especiales para la Nación, incluyendo
bonificaciones, pagos iniciales diferidos o progresivos, obras de interés
general, etcétera.
El llamado a concurso deberá difundirse durante no menos de 10 días en los
lugares y por medios que se consideren idóneos para asegurar su más amplio
conocimiento, debiéndose incluir entre éstos, necesariamente, al Boletín
Oficial. Las publicaciones se efectuarán con una anticipación mínima de 60
días al indicado para el comienzo de recepción de ofertas.
Artículo 47: Dispuesto el llamado a licitación en cualquiera de los
procedimientos considerados por el artículo 46, la Autoridad de Aplicación
confeccionará el pliego respectivo, en base al Pliego Modelo, elaborado
entre las Autoridades de Aplicación de las provincias y la Secretaría de
Energía de la Nación, 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 y enunciará las bases fundamentales que se tendrán en
consideración para valorar la conveniencia de las propuestas, tales como el
importe y los plazos de las inversiones en obras y trabajos que se
comprometan. El llamado a licitación deberá difundirse durante no menos de
diez (10) días en los lugares y por medios nacionales e internacionales que
se consideren idóneos para asegurar su más amplio conocimiento, buscando la
mayor concurrencia posible, debiéndose incluir entre éstos, necesariamente,
el Boletín Oficial. Las publicaciones se efectuarán con una anticipación
mínima de sesenta (60) días al indicado para el comienzo de recepción de
ofertas.
Artículo. 48 — 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 Poder Ejecutivo, resultare
en definitiva la más conveniente a los intereses de la Nación.
Es atribución del Poder Ejecutivo rechazar todas las ofertas presentadas o
adjudicar al único oferente en el concurso.
Artículo 13°: 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.
Es atribución del Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda,
rechazar todas las ofertas presentadas o adjudicar al único oferente en la
licitación.
Artículo 49 — Artículo 50 - Artículo 51 —Artículo 52 — Artículo 54 —
Artículo 55 —
SECCION 6° — Tributos
Artículo 56 — Los titulares de permisos de exploración y concesiones de
exploración estarán sujetos, mientras esté vigente el permiso o concesión
respectivo, al régimen fiscal que para toda la República se establece
seguidamente:
a) Tendrán a su cargo el pago de todos los tributos provinciales y
municipales existentes a la fecha de la adjudicación Durante la vigencia de
los permisos y concesiones, las provincias y municipalidades no podrán
gravar a sus titulares con nuevos tributos ni aumentar los existentes,
salvo las tasas retributivas de servicios y las contribuciones de mejoras o
incremento general de impuestos.
b) En el orden Nacional estarán sujetos, con arreglo a las normas de
aplicación respectivas y en cuanto correspondieren, al pago de derechos
aduaneros, impuestos u otros tributos que graven los bienes importados al
país y de recargos cambiarios Asimismo estarán obligados al pago del
impuesto a las ganancias eventuales; al canon establecido por el artículo
57 para el período básico y para la prórroga durante la exploración y por
el artículo 58 para la explotación; a las regalías estatuidas por los
artículos 21, 59 y 62; al cumplimiento de las obligaciones a que se refiere
el artículo 64 y al pago del impuesto que estatuye el inciso siguiente
c) La utilidad neta que obtengan en el ejercicio de su actividad como
permisionar ríos o concesionarios, queda sujeta al impuesto especial a la
renta que se fija a continuación. A tal efecto, dicha utilidad neta se
establecerá con arreglo a los principios que rigen la determinación del
rédito neto para la liquidación del impuesto a los réditos estatuido por la
ley .11.682 (t. o. 1960 y sus modificaciones [XX-A, 514]), cuyas normas
serán aplicables en lo pertinente con sujeción a las siguientes
disposiciones especiales
I. El precio de venta de los hidrocarburos extraídos será el que se cobre
en operaciones con terceros. En caso de que exista vinculación económica
entre el concesionario y el comprador, no se fije precios o se destine el
producto a ulteriores procesos de industrialización, el precio se fijará
conforme al valor corriente del producto en el mercado interno al tiempo de
enajenarse o industrializarse. En caso de exportación de hidrocarburos su
valor comercial a los efectos de este artículo se fijará en cada
oportunidad sobre la base del precio real obtenido por el concesionario en
la exportación o, de no poder determinarse o no ser razonable, fundándose
en precios de referencia que se establecerán periódicamente y para lo
futuro sobre bases técnicamente aceptables
II. Podrán deducirse de las utilidades del año fiscal, las sumas
efectivamente invertidas en gastos directos de exploración a que se refiere
el artículo 62, inciso a) de la ley 11.682 (t. o. 1960 y sus
modificaciones) solamente durante el primer período del plazo básico del
correspondiente permiso, sin perjuicio del tratamiento que les corresponda
como costo susceptible de amortización. No se considerarán gastos de
exploración las inversiones en máquinas, equipos y demás bienes del activo
fijo sujetos al tratamiento establecido en el apartado siguiente
III. Sin perjuicio de la amortización ordinaria que técnicamente
corresponda, podrá deducirse de las utilidades del año fiscal y durante el
primer período del plazo básico de la explotación, un importe equivalente
al 100 % de las cuotas de amortización ordinaria que corresponda a las
Inversiones en máquinas, equipos y otros bienes del activo fijo utilizados
en las tareas de exploración de dicho primer período
IV. Los permisionarios podrán optar entre el sistema que se fija en los
apartados anteriores II y III o la deducción simple contra cualquier tipo
de renta de fuente argentina que les correspondiere, de las sumas
efectivamente invertidas en gastos directos de exploración durante el
primer período del plazo básico y las amortizaciones ordinarias que
técnicamente correspondan en inversiones en máquinas, equipos y demás
bienes de activo fijo aplicados a dichos trabajos de exploración durante el
citado primer período. En caso de hacer uso de esta opción, los gastos
directos y las amortizaciones así tratadas no podrán ser nuevamente
considerados como gastos ni inversiones amortizables, a los efectos de la
determinación de la utilidad fiscal neta a que se refiere el apartado V del
presente artículo.
V. Para la determinación de la utilidad fiscal neta no podrán deducirse:
los tributos provinciales o municipales salvo que se trate de tasas
retributivas de servicios o contribuciones de mejoras; el canon
correspondiente al período básico de exploración y el relativo a la
explotación; las regalías previstas en los artículos 59 y 62, el saldo del
impuesto especial a la renta, ni los gastos directos en exploración o las
inversiones amortizables, cuando se hiciere uso de la opción acordada en el
apartado IV del presente artículo.
VI. Sobre la utilidad fiscal neta determinada según las cláusulas que
anteceden se aplicará la tasa del 55 %, estableciéndose así el monto del
impuesto especial a la renta.
VII. Del monto del impuesto así determinado se deducirá el importe: de los
tributos provinciales o municipales, salvo que se trate de tasas
retributivas de servicios o contribuciones de mejoras; del canon
correspondiente al período básico de exploración y del relativo a la
explotación y de las regalías previstas en los artículos 59 y 62. Si el
saldo resultante, fuera positivo, deberá ser ingresado en la forma y plazo
que determine la Dirección Gral. Impositiva. En caso contrario, los
permisionarios o concesionarios acreditarán el excedente como pago a cuenta
del presente impuesto especial, correspondiente a los ejercicios fiscales
siguientes:
En ningún caso este excedente podrá ser objeto de devolución o
transferencia.
VIII. La Dirección Gral. Impositiva tendrá a su cargo la aplicación,
percepción y fiscalización de este impuesto, con arreglo a las
disposiciones de la ley 11.683 (t. o. 1960 [XX-A, 656] y sus
modificaciones) y sus reglamentaciones.
IX. El Poder Ejecutivo con intervención de la autoridad de aplicación de
esta Ley y de la Dirección Gral. Impositiva, reglamentará el tratamiento
fiscal de los cargos que puedan ser diferidos; los regímenes especiales de
amortización y los métodos de distribución y cómputos de los gastos o
bienes comunes cuando los permisionarios o concesionarios desarrollen
contemporáneamente otras actividades además de las comprendidas en esta
Ley. Las ventajas especiales para la Nación a que alude el artículo 64,
podrán ser consideradas como inversiones amortizables.
X. Los saldos recaudados de acuerdo al punto VII serán distribuidos de
acuerdo con el régimen de coparticipación del impuesto a los réditos
establecido por la ley 14.783 [XIX-A, I 1] y sus disposiciones
modificatorias o complementarías.
d) En virtud de las estipulaciones que anteceden, los permisionarios o
concesionarios quedan exentos del pago de todo otro tributo nacional,
presente o futuro, de cualquier naturaleza o denominación —incluyendo los
tributos que pudieran recaer sobre los accionistas u otros beneficiarios
directos de estas rentas que tengan vinculación con la actividad a que se
refiere este artículo. No gozan de esta exención por las tasas retributivas
de servicios, por las contribuciones de mejoras y por los impuestos
atribuibles a terceros que los permisionarios o concesionarios hayan tomado
a su cargo. Cuando hubieren tomado a su cargo el pago de impuestos
correspondientes a los intereses de financiaciones del exterior bajo forma
de préstamos. créditos u otros conceptos con destino al desarrollo de su
actividad, la renta sujeta al gravamen a los fines de establecer el monto
imponible, no será acrecentada con el importe de dichos impuestos
Este extenso artículo estipulaba en 1967 la sujeción que las empresas
debían tener respecto de tributaciones impositivas que exceden la Regalía.
Establecía en su inciso C, por ejemplo, un régimen especial de impuesto a
las ganancias para los hidrocarburos que seria fijado por el estado de
acuerdo a las características particulares de la actividad rigiéndose las
concesiones por la legislación general y las condiciones específicas de
cada convenio. Todos esto hasta que en el 2006 se aplicaron promociones
extraordinarias. El artículo en su inciso D exime a los concesionarios de
cualquier otro impuesto fuera de los estipulados por esta ley. Son los
artículos incorporados a continuación los que fijan la tributación efectiva
y definitiva, tal como el mismo artículo remite
Es de fundamental importancia poder calcular cuanto es el porcentaje que
termina apropiándose el Estado teniendo en cuanta el conjunto de las
imposiciones fiscales. Cuando se menciona que Bolivia en algunos casos el
estados e queda hasta con el 80% del valor de los producido lo que se esta
computando es el conjunto de las tributaciones de las cuales la regalía
constituye una parte módica. Como estamos viendo la presión impositiva esta
en nuestro caso recostada en una parte mayoritaria en la regalía del 12%
estimando sobre el total de los producido tanto para el mercado interno
como para las exportaciones
Artículo 57 — El titular de un permiso de exploración pagará anualmente y
por adelantado un canon por cada kilómetro cuadrado o fracción, conforme a
la siguiente escala
a) Plazo básico:
1er. período, $ 500 m/n.
2do. período, $ 1000 m/n.
3er. período, $ 1500 m/n.
b) Prórroga
Durante el primer año de su vigencia abonará por adelantado $ 100.000 m/n
por km2 o fracción, incrementándose dicho monto en el 50 % anual
acumulativo.
El importe de este tributo podrá reajustarse compensándolo con las
inversiones efectivamente realizadas en la exploración de la fracción
remanente, hasta la concurrencia de un canon mínimo de $ 10.000 m/n por
km2, que será abonado en todos los casos.
Artículo 58 — El concesionario de explotación pagará anualmente y por
adelantado por cada kilómetro cuadrado o fracción abarcado por el área, un
canon de $ 20.000 m/n.
Incorpórase al Título II de la ley 17.319 y sus modificatorias la Sección
VII "Canon y Regalías", que comprenderá los artículos 57, 58, 59, 60, 61,
62, 63, 64 y 65, y sustitúyense los artículos 57 y 58 de la ley 17.319 y
sus modificatorias por los siguientes textos:
Artículo 57: El titular de un permiso de exploración pagará anualmente y
por adelantado un canon por cada kilómetro cuadrado o fracción, conforme a
la siguiente escala:
a) Plazo Básico: 1er. Periodo: doscientos cincuenta pesos ($ 250). 2do.
Período: mil pesos ($ 1.000).
b) Prórroga: Durante el primer año de su vigencia abonará por adelantado la
suma de diecisiete mil quinientos pesos ($ 17.500) por Km2 o fracción,
incrementándose dicho monto en el veinticinco por ciento (25%) anual
acumulativo. El importe que deba ser abonado por este concepto
correspondiente al segundo Período del Plazo Básico y al Período de
Prórroga podrá reajustarse compensándolo con las inversiones efectivamente
realizadas en la exploración dentro del área correspondiente, hasta la
concurrencia de un canon mínimo equivalente al diez por ciento (10%) del
canon que corresponda en función del período por Km2 que será abonado en
todos los casos.
Artículo 58: El concesionario de explotación pagará anualmente y por
adelantado un canon por cada kilómetro cuadrado o fracción abarcado por el
área de pesos cuatro mil quinientos ($ 4.500).
Cuando una empresa obtiene un permiso de exploración por parte de la
Secretaria de Energía de la Nación, el citado permiso esta sujeto al pago
del canon que consiste en un pago anual fijo y por adelantado por cada área
entregada y que va incrementándose en cada uno de los períodos en que se
subdivide el plazo básico del respectivo permiso. Es el "alquiler del
suelo". Las cifras parecen simbólicas.

ARTICULO 15. — Incorpórase como artículo 58 bis de la ley 17.319 y sus
modificatorias, el siguiente:
Artículo 58 bis: 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 remanentes al final del 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.
Para los casos de realización de actividades complementarias de explotación
convencional de hidrocarburos, a partir del vencimiento del período 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
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.
Establece un impuesto del 2% sobre las reservas estimadas en el momento de
otorgar la prórroga, en forma de bono.
Artículo 59 — El concesionario de explotación pagará mensualmente al Estado
Nacional, en concepto de regalía sobre el producido de los hidrocarburos
líquidos extraídos en boca de pozo, un porcentaje del 12 %, que el Poder
Ejecutivo podrá reducir hasta el 5 %, teniendo en cuenta la productividad,
condiciones y ubicación de los pozos.
Artículo 59: El concesionario de explotación pagará mensualmente al
Concedente, en concepto de regalía sobre el producido de los hidrocarburos
líquidos extraídos en boca de pozo, un porcentaje del doce por ciento
(12%). Idéntico porcentaje del valor de los volúmenes extraídos y
efectivamente aprovechados, pagará mensualmente la producción de gas
natural, en concepto de regalía. Para el pago de esta regalía el valor del
gas será fijado conforme al procedimiento indicado para el petróleo crudo
en el artículo 61. El pago en especie de esta regalía sólo procederá cuando
se asegure al concesionario una recepción de permanencia razonable.
En ambos casos el Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda
como autoridades concedentes, podrá reducir la misma hasta el cinco por
ciento (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 tres por ciento (3%) respecto de la regalía
aplicable al momento de la primera prórroga y hasta un máximo total de
dieciocho por ciento (18%) de regalía para las siguientes prórrogas.
En los casos de las concesiones de explotación referidas en el último
párrafo del artículo 35, corresponderá el pago de una regalía total que no
podrá superar el dieciocho por ciento (18%).
Por la realización de las actividades complementarias de explotación
convencional de hidrocarburos, a las que se hace referencia en el artículo
27 bis de la presente ley, a partir del vencimiento del período de vigencia
de la concesión oportunamente otorgada y dentro de la Concesión de
Explotación No Convencional de Hidrocarburos, la Autoridad de Aplicación
podrá fijar asimismo una regalía adicional de hasta tres por ciento (3%)
respecto de la regalía vigente hasta un máximo de dieciocho por ciento
(18%) según corresponda conforme al mecanismo establecido en el artículo
35.
Las alícuotas de regalías previstas en el presente artículo serán el único
mecanismo de ingreso sobre la producción de hidrocarburos que percibirán
las jurisdicciones titulares del dominio de los hidrocarburos en su
carácter de Concedentes.
Es uno de los artículos más polémicos que se refiere al monto de la
regalía. Es el principal ingreso, estipulado en la ley y los convenios, que
el Estado obtendrá por la producción privada además del módico "canon" que
se paga por área. A lo largo de la ley podemos ver que la regalía oscila
entre el 5% y el 18%. A diferencia de otros países donde la regalía es sólo
uno de los posibles ingresos que obtiene el estado por la explotación, en
Argentina la imposición de otras formas de tributación se encuentra muy
acotada. Cuando se discute la regalía podemos ver que el 12% establecido es
bajo pero no excesivamente bajo, aún en países donde hay una fuerte
política petrolera estatal la regalía se encuentra entre el 12 y el 20%
(aunque cifras del 10% también son típicas). Sin embargo como señalamos
antes existen muchas otras formas en las que el Estado participa de la
explotación petrolera y se apropia de la renta de la misma. Existen países
que se quedan con gran parte del excedente y no aplican el sistema de
regalías y muchos en los que la empresa estatal ocupa una parte sustancial
de la explotación directa. Debemos indicar que la regalía también la pagan
las empresas estatales, pero seria injusto comprar a YPF (aunque sea mixta
y cotice en el mercado) con Chevrón.
Existen otros sistemas de imposición de cargas utilizados por otros países.
Si comparamos con los que utilizan regalías, vemos que se encuentra entre
las más bajas, aunque no en forma. La regalía típica de nuestra ley es de
12% y, si leemos la ley, vemos existen mas razones para excepciones que
para incrementos. La regalía típica se ubica en la mayoría de los casos en
un orden de 12% al 20%, no es poco común el 25% tampoco el 10% y existen
casos del 30% (Venezuela) y del 50% al 80% como el caso de Bolivia, aunque
no en todos los convenios que se acuerdan[18]. Existen muchos casos que
tienen regalías similares a las nuestras o aún menores.
Por otra parte es de destacar que muchos países tienen una petrolera
estatal de mayor dimensión física y desarrollan la explotación petrolera
con el objetivo de que sea el Estado el que explote el petróleo o una parte
sustancial del mismo. Por último en muchos casos el sistema de acuerdo con
compañías privadas se da manteniendo la empresa estatal el control de la
producción y la participación privada se realiza a través contratos
puntuales por lo que la regalía no existe en esos casos sino que se
establece un método de beneficio empresario de acuerdo al contrato firmado.
La última parte del artículo veta la posibilidad de imponer cualquier otro
tipo de impuesto a las provincias, otorgándole una gran seguridad económica
a las empresas contra una situación de tener que negociar impuestos
provincia por provincia. De esta forma se garantiza un marco impositivo
único a nivel nacional. No sabemos en este momento cual será la presión
impositiva total que se realizará sobre las empresas, la suma de conjunto
nos debería acercar a la "regalía total" que se cobra. Vemos que hay una
gran variación y muchas excepciones impositivas y seguridades que tienden a
hacer viable una afirmación de que la imposición total será mas bien baja
acorde con la idea que rigió la fijación del monto de la regalía. Por
ejemplo ¿Cuál será el monto de las retenciones a las exportaciones
petroleras? Teniendo en cuenta el perfil exportador con el que se pretende
entusiasmar a los inversores esto no es menor. Sin embargo la idea de la
retención esta relacionada con el precio internacional del petróleo,
mientras superó los 100U$S estas fueron altas. Pero en octubre último
Kiciloff mediante la resolución 803 dio cuenta de la caída del precio
internacional a 80U$S y bajó las retenciones para mantener la rentabilidad
de las empresas (la principal exportadora en Pan American Energy que
explota Cerro Dragón). Por otra parte por unos años sin dudas será el
mercado doméstico el lugar de consumo hasta lograr el "autoabastecimiento"
(al menos eso suponemos ya que a las exportadoras actuales eso no se les
exige) ¿Cuáles son los impuestos internos con que se gravará a las
empresas? ¿Todo esta relacionado con cargar a los consumidores con los
increíblemente altos precio de la nafta?
No es exclusivamente el marco impositivo lo que debe mover a reflexionar
sobre lo concesivo o gravoso del impuesto. Debe analizarse el marco
general que denominamos "estratégico" dentro del cual se encuentra
encuadrado: todas las imposiciones que el estado debería imponer para
orientar el crecimiento armónico de la producción petrolera con el resto de
la economía nacional, donde se capitaliza la ganancia privada, que tipo de
eslabonamiento nacional impulsa, a quienes se le compran los insumos, si
favorece el desarrollo diversificado de otras fuentes de energía, cuanto
beneficia el desarrollo armónico de la regiones donde se da la explotación,
como y con que libertad se obtienen las divisas, si pueden ser transferidas
al exterior, con que tipo de cambio, cuanto y como se invierte en la
preservación del medio ambiente, cuales son los precios internos que
favorecen o desalientan la producción y circulación, etc. Todo eso no puede
se la carga exclusiva del 12% estatal. NI siquiera de la fluctuante
retención. Además nos preguntamos si a través de estos planes de inversión
extranjera se concibe que en el transcurso de una década YPF sea más
grande, con capacidad propia de desarrollar la explotación petrolera y con
una participación mayoritaria en el mercado. Cual es el pipo de gran
empresa que se esta fomentando ¿la de Mosconi o la de Estenssoro? Creemos
que no es la de Mosconi, que el articulado es evidentemente más flexible
respecto de los monopolios extranjeros que la antigua ley y que la actual
YPF aparece como una empresa privada más en el mercado, pero con
orientación estatal como para fomentar un "capitalismo serio" y desalentar
el "anarcocapitalismo"
Artículo 60
Artículo 61 — El pago en efectivo de la regalía se efectuará conforme al
valor del petróleo crudo en boca de pozo, el que se determinará
mensualmente por la autoridad de aplicación restando del fijado, según las
normas establecidas en el inciso c), apartado I del artículo 56, el flete
del producto hasta el lugar que se haya tomado como base para fijar su
valor comercial. Si la autoridad no lo fijara, regirá el último
establecido.
Artículo 61: El pago en efectivo de la regalía se efectuará conforme al
valor del petróleo crudo en boca de pozo, el que será declarado
mensualmente por el permisionario y/o concesionario, restando del fijado
según las normas establecidas en el inciso c) apartado I del artículo 56,
el flete del producto hasta el lugar que se haya tomado como base para
fijar su valor comercial. Cuando la Autoridad de Aplicación considere que
el precio de venta informado por el permisionario y/o concesionario no
refleja el precio real de mercado, deberá formular las objeciones que
considere pertinente.
Nuevamente nos encontramos ante un artículo desregulador. La ley de
Onganía dejaba al Estado la facultad de fijar el precio a boca de pozo
sobre el cual se aplicaba la regalía. En la nueva ley el precio a boca de
pozo es fijado por la compañía a mera declaración y el Estado solo puede
considerar a posteriori que ese precio sea desubicado respecto al mercado
para corregirlo. En este caso la norma se aproxima a la establecida para
las Mineras que tributan su ínfima regalía del 3% sobre la simple
declaración de ellas mismas. Pero con una diferencia no menos: que las
mineras exportan el total de lo producido sin prácticamente vinculación con
nuestro país y nosotros a posteriori volvemos a compara los productos
refinados, en el caso del petróleo, los combustibles se refinan acá y sus
derivados directos se elaboran localmente, además de que el consumo de
combustible es fundamental para en transporte y la generación de energía,
lo que llevo después de la devaluación en el 2002 a establecer
"retenciones" que buscaban bajar el precio local del combustible.
La posibilidad de fijar el precio por el Estado podía ser una herramienta
de corrección en la que una YPF estatal debía ser una herramienta
fundamental. Se puede fijar un precio boca de pozo bajo para disminuir el
precio del mercado interno y gravar por otro lado las exportaciones para
aumentar los ingresos, lo que directamente implicaría una transferencia
renta hacia el estado o la sociedad. La rigidez de la norma no lo permite y
queda en manos de la política de retenciones la regulación del precio. Es
indudablemente una garantía de previsibilidad para el capital inversor ya
que le precio actúa como incentivo al capital, como la filosofía de la
nueva política petrolera sigue siendo de mercado y no de sustraer al
mercado este estratégico recurso, son la compañías que invierten las que
debe tener garantías y no la sociedad nacional. La misma YPF como SA juega
en el mercado local aumentando los precios, aunque suponemos que un
gobierno acuciado por la crisis social podría hacer a la YPF SA absorber
perdida de rentabilidad bajando los precios.
Artículo 62 — La producción de gas natural tributará mensualmente, en
concepto de regalía, el 12 % del valor de los volúmenes extraídos y
efectivamente aprovechados, porcentaje que el Poder Ejecutivo podrá reducir
hasta el 5 % teniendo en cuenta los factores que menciona el artículo 59.
Para el pago de esta regalía el valor del gas será fijado conforme al
procedimiento indicado para el petróleo crudo en el artículo 61.
El pago en especie de esta regalía sólo procederá cuando se asegure al
concesionario una recepción de permanencia razonable
Derogado
Artículo 63 — Artículo 64 —. Artículo 65 —
TITULO III — Otros derechos y obligaciones
Artículo 66 — Los permisionarios y concesionarios instituidos en virtud de
lo dispuesto en las secciones 2°, 3° y 4° del título II de esta Ley, a los
efectos del ejercicio de sus atribuciones tendrán los derechos acordados
por el Código de Minería de los artículos 42 y siguientes, 48 y siguientes,
y concordantes de ambos, respecto de los inmuebles de propiedad fiscal o
particular ubicados dentro o fuera de los límites del área afectada por sus
trabajos.
Las pertinentes tramitaciones se realizarán por intermedio de la- autoridad
de aplicación, debiendo comunicarse a las autoridades mineras
jurisdiccionales, en cuanto corresponda, las resoluciones que se adopten.
La oposición del propietario a la ocupación misma o su falta de acuerdo con
las indemnizaciones fijadas, en ningún caso será causa suficiente para
suspender o impedir los trabajos autorizados, siempre que el concesionario
afiance satisfactoriamente los eventuales perjuicios.
Artículo 67 — El mismo derecho será acordado a los permisionarios y
concesionarios cuyas áreas se encuentren cubiertas por las aguas de mares,
ríos, lagos o lagunas con respecto a los terrenos costeros colindantes con
dichas áreas o de la costa más cercana a éstas, para el establecimiento de
muelles, almacenes, oficinas, vías de comunicación y transporte y demás
instalaciones necesarias para la buena ejecución de los trabajos.
Artículo 68 — La importación de materiales, equipos, maquinarias y demás
elementos necesarios para el desarrollo de las actividades regladas en esta
Ley, se sujetará a las normas que dicte la autoridad competente, las que
asegurarán el mismo tratamiento a las empresas estatales y privadas.
Este artículo se relaciona con los decretos del 2013 que liberaban de
impuestos la importación de insumos varios.
Artículo 69 — Artículo 70 — Artículo 71 —
TITULO IV — Cesiones
Artículo 72 — Artículo 73 —Artículo. 74
TITULO V — Inspección y fiscalización
Artículo 75 -- Artículo 76 — Artículo 77 —Artículo 78
TITULO VI — Nulidad, caducidad y extinción de los permisos y concesiones
Artículo 79 — Artículo 80 — Artículo 81 — Artículo 82 — Artículo 83
—Artículo 84 —Artículo 85 —
Artículo 86 — En las cláusulas particulares de los permisos y concesiones
se podrá establecer, cuando el Poder Ejecutivo lo considere pertinente, la
intervención de un tribunal arbitral para entender en cuanto se relacione
con la- declaración administrativa de caducidad o nulidad, efectuada por el
Poder Ejecutivo según lo previsto en el artículo 83, en sus consecuencias
patrimoniales. Igual tratamiento podrá acordarse respecto de las
divergencias que se planteen entre los interesados y la autoridad de
aplicación sobre determinadas cuestiones técnicas, especificadas al efecto
en cada permiso o concesión.
El tribunal arbitral estará constituido por un árbitro designado por cada
una de las partes y el tercero por acuerdo de ambos o, en su defecto, por
el Presidente de la Corte Suprema de Justicia de la- Nación.
Este artículo no aparece modificado pero los convenios suscriptos aceptan
la jurisdicción judicial externa en todos los casos, acorde a los avances
del neoliberalismo y la globalización a nivel mundial en los 90. Antes la
situación era diferente y la justicia internacional centralizada en las
potencias occidentales no era norma. En setiembre del 2014 YPF cerro un
acuerdo del Petronas para la inversión en el 2015 de 550m U$S en Vaca
Muerta El convenio es similar al que YPF cerró con Chevron el año pasado
estipula que un eventual conflicto entre las partes se definirá en
tribunales de Francia, se rige por legislación internacional (del estado de
Alberta, Canadá) y no se difundirá públicamente. Tambien se mantiene sin
modificaciones la incumbencia del CIADI en los litigios. Se debe tener en
cuenta que YPF es una SA y no una sociedad estatal por lo tanto le caben
las generales de la ley como a todas las sociedades privadas y su rol es en
"pie de igualdad" Con las corporaciones que entran en el juego de los
hidrocarburos.
El gobierno presenta como una necesidad imperiosa la cesión de la soberanía
judicial en el marco de las exigencias de los inversores. La década del 90
(y eso continuó en general) significaron un avance sustantivo del poder de
las corporaciones. Eso se manifestó muy claramente en las cláusulas de los
tratados de inversión que hablan de cómo dirimir conflictos. El avance se
dio en la resignación de la justicia local por una jurisdicción extranjera.
Sin embargo no todos los tratados implican cláusulas igual de perjudiciales
o concesivas, hay matices. Muchos estados sostuvieron formulas legales en
los convenios que garantizaban la aplicación del poder regulatorio y
expropiatorio del Estado (caso de Noruega por ejemplo). Lo cierto es que
cuanto menos atractivo sea el país en cuestión (en términos políticos y de
mercado) y cuanto mas débil aparezca, la tendencia de los capitales
extranjeros es a exigir mas condiciones. Los BRICS reciben inversiones que
son menos exigentes en cuanto a "seguridad jurídica" mientras que los
países más pobres deben ceder más. En realidad eso tiene que ver con el
poder geopolítico de esos Estados y la capacidad del gobierno que desea
inversiones de hacerlo valer. La desesperación del caso argentino es mala
consejera[19].

TITULO VII — Sanciones y recursos
Artículo 87 — Artículo 88 —
Artículo 89 — Con la declaración de nulidad o caducidad a que se refiere el
artículo 83, se tendrá por satisfecho el requisito de la Ley 3952 (1889-
1919, 490), (modificada por la Ley 11.634 (1920-1940, 2681) sobre
denegación del derecho controvertido por parte del Poder Ejecutivo, y el
interesado podrá optar entre la pertinente demanda judicial contra la
Nación o la intervención, en su caso, del tribunal arbitral que menciona el
artículo 86. La acción del interesado en uno u otro sentido prescribirá a
los 6 meses, contados desde la fecha en que se le haya notificado la-
resolución del Poder Ejecutivo.
Artículo 90 —.
TITULO VIII — Empresas estatales
Artículo 91 — Las zonas inicialmente reservadas para ser exploradas y
explotadas por las empresas estatales se detallan en el Anexo único que
forma parte de esta Ley.
Artículo 91 bis: Las provincias y el Estado nacional, cada uno con relación
a la exploración y explotación de los recursos hidrocarburíferos de su
dominio, no establecerán en el futuro nuevas áreas reservadas a favor de
entidades o empresas públicas o con participación estatal, cualquiera fuera
su forma jurídica. Respecto de las áreas que a la fecha hayan sido
reservadas por las autoridades Concedentes en favor de entidades o empresas
provinciales con participación estatal, cualquiera fuera su forma jurídica,
pero que a la fecha no cuenten con contratos de asociación con terceros, se
podrán realizar esquemas asociativos, en los cuales la participación de
dichas entidades o empresas provinciales durante la etapa de desarrollo
será proporcional a las inversiones comprometidas y que efectivamente sean
realizadas por ellas.
Es otro artículo que avanza en la desregulación del mercado en un terreno
que no se había insinuado aún. Elimina el derecho estatal de reservarse
para si áreas que sean apartadas del mercado. Extiende esto a la actual YPF
SA. Esto es de especial importancia ya que YPF podría, a partir de los
actuales y de nuevos avances en el descubrimiento de reservas, quedarse
para sí lo que, a medida que avance en su crecimiento, estuviera en
condiciones de explotar sin tener que someterse a las mismas reglas de
licitación con otras corporaciones. Una facultad de soberanía que serviría
para corregir la módica regalía, ya que YPF podría avanzar sobre mas y
mejores pozos con la posibilidad de obtener para el estado mas y mejores
ingresos, o garantizar mas y mas barato combustible al mercado interno, o
transferir los ingresos a otras áreas de la economía que se consideren
necesarias. Pero la norma va de la mano con la idea de que YPF SA (no SE)
sea "una empresa que cotiza en bolsa". Y quita a YPF aún más atribuciones
que el "modelo Estenssoro". En realidad es un resguardo para las
corporaciones ya que la nueva YPF SA si bien "no es estatal" podría apelar
al Estado y reservarse zonas, de hecho mantiene zonas bajo su control sin
haberlas puesto en el juego del mercado. El modelo de privatización
completa que imperó hasta el 2012 había dejado a REPSOL-YPF con ciertos
privilegios del Estado, que había heredado la YPF estatal y que ahora
pierde.
Además precisa que el Estado no puede exigir a las empresas privadas con
las que se asocie, en el caso que elija ese mecanismo, contraprestaciones
económicas que no sean equivalentes al capital aportado como cualquier
empresa de derecho privado. Es otro punto donde se explicitan los limites
que el gobierno se pone a si mismo para evita estrategias de apropiación de
la renta, o de capitalización de la empresa estatal, por fuera de las
reglas del mercado.
Título II: Régimen de promoción de inversión para la explotación de
hidrocarburos
Artículo 92 — Artículo 93 — Artículo 94 —
Artículo 95 — De conformidad con lo que establece el artículo 11, las
empresas estatales quedan facultadas para convenir con personas jurídicas
de derecho público o privado las vinculaciones contractuales más adecuadas
para el eficiente desenvolvimiento de sus actividades, incluyendo la
integración de sociedades.
El régimen fiscal establecido en el título II, sección 6 de la presente Ley
no será aplicable a quienes suscriban con las empresas estatales contratos
de locación de obras y servicios para la exploración y explotación de
hidrocarburos, o con igual fin se asocien con ellas sin constituir personas
jurídicas distintas de las de sus integrantes, los que quedarán sujetos, en
cambio, a la legislación fiscal general que les fuere aplicable.
Toda sociedad integrada por una empresa estatal con personalidad jurídica
distinta- de la de sus integrantes, que desarrolle actividades de
exploración y explotación de hidrocarburos, estará sujeta al pago de los
tributos previstos en el título II, sección 6° de esta Ley.
Artículo 96 — A los efectos de la- presente Ley se entenderá por empresas
estatales a Yacimientos Petrolíferos Fiscales, Gas del Estado y aquellas
que, con cualquier forma jurídica y bajo contralor permanente del Estado,
las sucedan o reemplacen en el ejercicio de sus actuales actividades.
Estos artículos son parte de una época pasada ya que esas empresas no
existen más
Título II
Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos
ARTICULO 19. — El Estado nacional incorporará al Régimen de Promoción de
Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, creado mediante el decreto
929/13, a los proyectos que impliquen la realización de una inversión
directa en moneda extranjera no inferior a doscientos cincuenta millones de
dólares estadounidenses (U$S 250.000.000) calculada al momento de la
presentación del "Proyecto de Inversión para la Explotación de
Hidrocarburos" y a ser invertidos durante los primeros tres (3) años del
proyecto.
Los beneficios previstos en dicho decreto se reconocerán a partir del
tercer año contado desde la puesta en ejecución de los respectivos
proyectos. El porcentaje de hidrocarburos respecto del cual se aplicarán
los beneficios previstos en los artículos 6° y 7° de dicho decreto, será el
siguiente:
a) Explotación Convencional: veinte por ciento (20%).
b) Explotación No Convencional: veinte por ciento (20%).
c) Explotación costa afuera: sesenta por ciento (60%).
Quedarán comprendidos dentro del inciso c) precedente, aquellos proyectos
de explotación costa afuera en los cuales la perforación de pozos sea
realizada en locaciones donde la distancia entre el lecho marino y la
superficie, medida en la ubicación del pozo, en promedio entre la alta y la
baja marea supere los 90 metros. Todo otro proyecto de explotación costa
afuera que no reúna dichos requisitos, quedará enmarcado dentro de los
incisos a) o b) según corresponda.
Como vemos desde la nacionalización del 2012, comenzó la búsqueda de
inversiones extranjeras. El primer paso fue el decreto mencionado más
arriba, cuyo objetivo era presentar a las corporaciones un marco legal de
incentivos, y que ponía un piso de 1000m U$S para se beneficiario de los
mismos. Sin embargo la Ley modificada disminuye a 250m U$S, sin dudas para
acelerar la concurrencia de capitales. Recordemos que el decreto (ahora
incluido en esta ley con un grado mayor de beneficios para los inversores,
eximía a las compañías de lo estipulado de el artículo 6 de esta presente
ley. Los artículos 6 y 7 del decreto mencionado son los que permiten la
exportación después de 5 años con los beneficios de la promoción, libre
disponibilidad o sea sin pagar regalías ni derechos de exportación u otros
impuesto. También libre disponibilidad de divisas por los porcentajes
indicados, lo que implica que no estarán obligados a colocar en el mercado
local lo que les ingrese por exportaciones de ese porcentaje tal como
estaba establecido para el resto de los exportadores, ni a pagar
retenciones. Es de tener en cuenta que la comparación con la ley de 1967
debe ser matizada en el hecho de que la situación en que el estado vuelve a
jugar en el mercado hidrocarburífero a partir del 2012 es diferente, mucho
más negativa, más desrregulada y con menos herramientas en manos del
Estado. O sea no vuelve a establecer la libre disponibilidad total que
existía en el periodo anterior sino parcial en los porcentajes indicados.
También es disminuido a tres años el tiempo en el que se obtendrá el
beneficio para las inversiones que aceleren su concreción a dicho plazo.
Aunque no se haya satisfecho la demanda interna. Otro incentivo para la
llegada rápida de capitales que aceleren la explotación. Una estrategia
destinada a obtener divisas en el corto plazo, y a logar disminuir y
eliminar el déficit de la balanza energética en un plazo un poco mayor. El
beneficio además esta orientado a garantizar que las empresas no puedan ser
gravadas con nuevos impuestos y/o regulaciones y que los existentes en
otras áreas (exportaciones) les afecten menos a cambio de una rápida puesta
en producción de los pozos.
ARTICULO 20. — Las condiciones para el acceso al Régimen de Promoción de
Inversión para la Explotación de Hidrocarburos previstas en el artículo 19,
regirán a partir de la entrada en vigencia de la presente ley,
reconociéndose a los Proyectos de Inversión para la Explotación de
Hidrocarburos aprobados con anterioridad, los compromisos de inversión y
los beneficios promocionales comprometidos al momento de su aprobación.
Extiende los beneficios a las empresas ya instaladas en el país, lo que fue
recibido con algarabía por las mismas como se puede ver en las
publicaciones a ellas destinadas. Mas teniendo en cuenta su rol poco feliz
(no muy distinto al de REPSOL) en los años del saqueo pre 2012.
ARTICULO 21. — En el marco de 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, referidos en el artículo 19 de la presente
ley, se establecen los siguientes aportes a las provincias productoras en
los que se desarrolle el proyecto de inversión:
a) Dos coma cinco por ciento (2,5%) del monto de inversión inicial del
proyecto, dirigido a Responsabilidad Social Empresaria, a ser aportado por
las empresas.
b) Un monto a ser determinado por la Comisión de Planificación y
Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas, en función de la magnitud y el alcance del proyecto de
inversión para financiar obras de infraestructura en las provincias
productoras, a ser aportado por el Estado nacional.
Artículo destinado a garantizar a las provincias que existan beneficios a
nivel provincial e ingresos propios garantizados
ARTICULO 22. — Los bienes de capital e insumos que resulten imprescindibles
para la ejecución de los Planes de Inversión de las empresas inscriptas en
el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, ya sean importados
por tales empresas o por quienes acrediten ser prestadoras de servicios de
ellas, tributarán los derechos de importación indicados en el decreto
927/13 o normas que lo sustituyan. Dicha lista podrá ampliarse a otros
productos estratégicos.
El decreto del 2013[20] elimina los derechos de importación para los bienes
de capital (maquinarias, equipos diversos) que las empresas necesiten para
poner en práctica la explotación, siguiendo con la lógica instalada desde
el menemismo. Es discutible cuanto resigna el Estado en impuestos por este
tema a favor de grandes corporaciones de enormes recursos. Pero la clave a
discutir es hasta que punto la eliminación de aranceles no perjudica la
posible planificación de desarrollo de una industria local. Lo que
sorprende esta que sean eliminados de derechos por ejemplo las casas
prefabricadas y los grupos electrógenos. Pareciera ser otro artículo
pensado para favorecer la integración vertical de las empresas inversoras
en el mercado mundial y no el desarrollo de la industria local. No se ve
ninguna ley de "compre nacional" o similar; o ningún impulso al desarrollo
de mediano plazo de una industria de bienes de capital para la industria
petrolera acorde a las expectativas que se ponen en el tema.
TITULO IX — Autoridad de aplicación
Artículo 97 —Artículo 98 — Artículo 99 —
TITULO X — Normas complementarias
Artículo 100 — Artículo 101 —Artículo 102 —
TITULO XI — Normas transitorias
Artículo 103--- Artículo 104 — Artículo 105 —Artículo 106 —.
Sanción y promulgación: 23 junio 1967.
Disposiciones Complementarias y Transitorias
ARTICULO 23. — El Estado nacional y los Estados provinciales, de
conformidad con lo previsto por el artículo 41 de la Constitución Nacional,
propenderán al establecimiento de una legislación ambiental uniforme, la
que tendrá como objetivo prioritario aplicar las mejores prácticas de
gestión ambiental a las tareas de exploración, explotación y/o transporte
de hidrocarburos a fin de lograr el desarrollo de la actividad con un
adecuado cuidado del ambiente.
ARTICULO 24. — El Estado nacional y los Estados provinciales propiciarán
la adopción de un tratamiento fiscal uniforme que promueva las actividades
hidrocarburíferas previstas en la presente ley a desarrollarse en sus
respectivos territorios.
ARTICULO 25. — El Poder Ejecutivo nacional a través de la Comisión de
Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas administrará el Programa de Estímulo a la Inyección
Excedente de Gas Natural creado por la resolución 1/13 y el "Programa de
Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas con Inyección
Reducida" creado por la resolución 60/13, en ambos casos de la Comisión de
Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas, y los planes que con el propósito de estimular la
producción excedente de gas natural establezca en el futuro.
ARTICULO 26. — Las Autoridades de Aplicación del ámbito nacional y
provincial según correspondiere, la Secretaría de Energía de la Nación y la
Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de
Inversiones Hidrocarburíferas, promoverán la unificación de los
procedimientos y registros tendientes al cumplimiento de sus respectivas
competencias y el intercambio de información con dicho propósito y con el
cumplimiento de los objetivos de autoabastecimiento previstos en la ley
26.741.
Afirman la unificación tributaria y declaran la unidad de interés en el
autoabastecimiento como política nacional
ARTICULO 27. — Derógase el artículo 62 de la ley 17.319 y sus
modificatorias.
ARTICULO 28. — El Poder Ejecutivo nacional o provincial, según
corresponda, como autoridad Concedente, podrá reducir hasta el veinticinco
por ciento (25%) el monto correspondiente a regalías aplicables a la
producción de hidrocarburos y durante los diez (10) años siguientes a la
finalización del proyecto piloto, en favor de empresas que soliciten una
Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, en los términos
del artículo 27 bis de la ley 17.319 y sus modificatorias, dentro de los
treinta y seis (36) meses a contar de la fecha de vigencia de la presente
ley.
Disminuye al 9% la regalía en no convencionales y debe ser elido en
conjunto con los artículos 27, 27 bis y 27 ter.
ARTICULO 29. — Las autoridades de aplicación de las provincias y la
Secretaría de Energía de la Nación confeccionarán dentro de los ciento
ochenta (180) días a contar desde el inicio de vigencia de la presente ley
el Pliego Modelo establecido en el artículo 47 de la ley 17.319 y sus
modificatorias, el que podrá ser revisado y actualizado periódicamente
según la oportunidad y conveniencia de las licitaciones. Dicho Pliego
Modelo contemplará 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. Asimismo el Pliego Modelo contendrá 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.
Es importante destacar que "el pliego modelo" es clave en la aplicación
concreta de la ley. Allí se llevan a la práctica "detalles" que la hacen
mas flexible y concesiva o más rígida y estructurante. Por ejemplo: el tema
de la jurisprudencia en que se resolverán los litigios es parte de los
pliegos. El modelo de pliego es el que permitió a Chevrón ingresar al
mercado, con sus cláusulas que uno se desconocen ya que se trabaja como un
convenio entre empresas de derecho privado. En general todas las
aplicaciones de los artículos se desarrollan en los concreto de acuerdo a
las disposiciones específicas de los pliegos.
ARTICULO 30. — Derógase el artículo 2° de la ley 25.943, quedando a tal
efecto revertidos y transferidos todos los permisos de exploración y
concesiones de explotación de hidrocarburos de las áreas costa afuera
nacionales a la Secretaría de Energía de la Nación, respecto de los cuales
no existan contratos de asociación suscriptos con Energía Argentina
Sociedad Anónima en el marco de la ley 25.943. Exceptúase de dicha
reversión a los permisos de exploración o concesiones de explotación
existentes a la entrada en vigencia de la presente ley que hayan sido
otorgados con anterioridad a la ley 25.943. Autorízase al Poder Ejecutivo
nacional a negociar de mutuo acuerdo, en un plazo de seis (6) meses, con
los titulares de contratos de asociación que hayan sido suscriptos con
Energía Argentina Sociedad Anónima en el marco de la ley 25.943, la
reconversión de dichos contratos asociativos a permisos de exploración o
concesiones de explotación de la ley 17.319 y sus modificatorias, según
corresponda.
ARTICULO 31. — Cuando a la fecha de entrada en vigencia de esta ley
alguna provincia ya hubiera iniciado el proceso de prórroga a que refiere
el artículo 35 de la ley 17.319 y sus modificatorias, respecto de
concesiones otorgadas por el Estado nacional, y siempre que dicho proceso
hubiera establecido ciertas condiciones precedentes en función de la
voluntad de dicha provincia y del concesionario respectivo y de las leyes
vigentes, dicha provincia dispondrá de un plazo de noventa (90) días para
concluir el proceso de prórroga mediante el dictado de los actos
administrativos necesarios a cargo del Poder Ejecutivo provincial. Las
prórrogas así determinadas tendrán posteriormente el tratamiento que prevé
el artículo 35 de la ley 17.319 y sus modificatorias.
ARTICULO 32. — Comuníquese al Poder Ejecutivo nacional.
Conclusiones
-La nacionalización parcial del 2012 significo el fin de un proceso
iniciado con el menemismo y agotado en tanto proceso de saqueo viable. A
partir de allí se barajó y dio de nuevo, se inicio un nuevo periodo donde
se habilitaron nuevos escenarios.
-La nacionalización fue ambigua, incluía con elementos que
habilitaban un avance estatal y regulatorio, como elementos que
posibilitaban mantener la hegemonía del mercado. Aunque implicaba una
reintroducción fuerte de orientaciones estatales en lo que hace a la
política concreta de desarrollo hidrocarburífero.
-A partir de la nacionalización de 51% de YPF su transformación en
empresa mixta sociedad anónima, el gobierno mostró su voluntad política de
reorganizar un marco regulatorio en el área, que sostuviera a la inversión
privada como eje del desarrollo de la estrategia hidrocarburíferas,
demostrando una alta confianza en que el capital privado seria el motor de
la salida de la crisis energética
-El modelo que parece afirmarse es el "modelo Estenssoro" y no el
"modelo Mosconi". Tal como la presidenta señaló. Eso significa que se
reorganizará la explotación intensiva de recursos en base a la concepción
de "comodity", en un modelo que tiene semejanzas al inicial establecido con
la privatización menemista pero que se distancia de la época de REPSOL
-La nueva ley avanza en la organización nacional de la política
tributaria y de contratos. Esto es visto como un avance sobre la anarquía
provincialista, sin embargo esa organización aparece mas como un reclamo de
las grandes corporaciones que como parte de una estrategia nacional.
-La nueva ley extiende los tiempos de concesión y los hace
prorrogables indefinidamente. Es una conquista del capital privado que
obtiene seguridades legales superiores a las del Onganiato y del menemismo.
Aunque de hecho la prórrogas se hacían caso por caso de hecho, aunque la
ley no los dispusiera.
-La nueva ley otorga libre disponibilidad de hidrocarburos y divisas
en un nivel mayor que con la ley de 1967 pero menor que en el periodo
privatizador. Aunque sigue siendo muy beneficiosa para las compañías en
comparación con otras legislaciones.
-La nueva ley da a las compañías mayor libertad en la fijación de los
precios de los hidrocarburos, ya que le otorga la potestad de decidir el
precio en boca de pozo
-La nueva ley permite que las compañías sea licenciatarias por
tiempos posiblemente indefinidos de las áreas de explotación que estén en
condiciones de adquirir, de esta forma no pone límite a la presencia
hegemónica de las corporaciones.
-La ley fija una regalía relativamente baja, sin embargo no de las
más bajas. Lo que si hace la ley es otorgar a las empresas una serie de
seguridades jurídicas de que sus ganancias nos serán amputadas, reguladas u
orientadas por otros mecanismos impositivos. En esto es muy detallada a
diferencia de la ley de 1967 que daba margen para mayores imposiciones. La
presión tributaria final es muy baja en relación con los modelos
nacionalistas de otros países que también recurren al capital privado.
-En ese mismo sentido la ley dispone una serie de rebajas a las
regalías que pueden llegar al 5% en una cantidad de casos mayos que en las
que dispone una posible elevación al 18%.
-El tipo de asociación con el capital extranjero que se promueve, las
garantías que se legislan y los pliegos concretos que se elaboraron como
modelo para las concesiones, nos parece de los más liberales y promercados
respecto de cualquier legislación anterior y la mayoría de las de otros
países, ya que YPF aparece como si fuera una empresa privada más y se
legislan limites concretos para la intervención estatal.
-El articulado de la nueva ley realiza una concesión sorprendente,
que avanza en la mercantilización del sector mucho mas de lo que lo habían
hecho las gestiones anteriores: Impide al estado reservarse zonas y obligar
a YPF a desprenderse de las que actualmente tiene poniéndolas en juego en
el mercado.
-La ley otorga nuevos beneficios a las empresa instaladas en el país
haciéndolas titulares de una explotación no convencional asociada a las que
ya tienen. Y viceversa para las nuevas inversiones no convencionales. Esto
es claramente un gran beneficio para las empresas instaladas cuyo rol hasta
hoy ha sido muy cuestionado
-Sobre la discusión sobre la conveniencia o no del Fraking, es un
tema que no llegó a afectar mas allá de algunos sectores militantes, el
consenso fue que los no convencionales debían ser explotados. YPF viene
desarrollando este tipo de explotaciones desde hace tiempo y ha avanzado
desde la nacionalización.
-La ley esta pensada para encontrar soluciones de corto plazo: rápida
inversión, rápida puesta en producción, rápida entrada de divisas. Para
ello se deja de lado la opción de capitalización estatal de mediano plazo.
Está demostrado que YPF aun dispone de capacidad pero no en cantidad
suficiente para transformarse en una productora masiva de no convencionales
en el corto plazo, por eso el gobierno busca aceleradamente al capital
extranjeros y concede grandes beneficios. También aparece como una
necesidad extra petrolera la llegada de capitales extranjeros que equilibre
el déficit fiscal y la ausencia de divisas, nuevamente cuestiones de
coyuntura aparecen condicionando estrategias solidad de mediano plazo
-El precio del petróleo en el mercado mundial es un factor sobre el
que el Estado argentino no tiene influencia. Los precios se mantuvieron muy
elevados la última década, llegando a los 130U$S el barril. Estos precios
favorecieron (¿favorecieron?) a las economías exportadoras de productos
primarios (fue una situación compartida con los minerales y productos de la
tierra). Sin embargo los precios vienen en bajada y el petróleo disminuye a
precios riesgosos para la exportación. Los hidrocarburos no convencionales
están sujetos a un piso para ser redituable su exportación, El precio del
mercado interno será garantizado por el estado ya que la misma ley define
que el precio a boca de pozo lo fija la empresa.
-Desde la nacionalización parcial la producción de YPF revirtió la
caída en su producción tanto de Gas como de Petróleo con recursos propios y
aumento su participación en el mercado. LO hizo tanto mediante la
explotación secundaria como por fraking. Esto sucedió en una situación en
la que empresas que se encuentran en condiciones equivalentes continuaron
diminuyendo su producción. Creemos que eso demuestra la capacidad nacional
de resolver los problemas de explotación petrolera sin creernos que
"tenemos la soga al cuello" en la cuestión y estar dispuestos a entregar
condiciones que dan excesivos beneficios a las empresas extranjeras.
-El problema principal es el tiempo y la confianza. El tiempo tiene
que ver con la posibilidad de ganar soberanía: explotar los bienes
naturales con el desarrollo de la propia empresa principalmente. La
confianza: si confiamos que el capital privado y el extranjero son el eje
del desarrollo de la economía y de la explotación hidrocarburíferas. El
gobierno se considera acuciado, necesitado de inversiones extranjeras y
confía en el capital externo para el desarrollo nacional.


Parte III
Fuentes y gráficos explicativos
Modificaciones a la Ley 17 aprobadas por el congreso el 2014
http://www.iesc.gov.ar/iesc/Include/documents/legales/H_ley_27007_modif_1731
9.pdf
"Ley Corta" de 2006
http://infoleg.mecon.gov.ar/infolegInternet/anexos/120000-
124999/123780/norma.htm
Ley de Nacionalización de YPF 2012
http://www.mdzol.com/nota/377741-lee-aqui-el-proyecto-de-ley-completo-de-
nacionalizacion-de-ypf-que-debera-tratar-el-congreso/
Borrador de modificaciones 2014
http://elinversoronline.com/2014/07/exclusivo-el-borrador-de-la-ley-de-
hidrocarburos-redactado-por-el-gobierno/
Código de Minería
http://www.infoleg.gov.ar/infolegInternet/anexos/30000-
34999/30096/norma.htm
Decreto 929/2013 Créase el Régimen de Promoción de Inversión para la
Explotación de Hidrocarburos.
http://infoleg.mecon.gov.ar/infolegInternet/anexos/215000-
219999/217314/norma.htm
Ley de hidrocarburos de 1967
http://www.energia.gov.ar/contenidos/archivos/Reorganizacion/informacion_del
_mercado/mercado_hidrocarburos/registro_upstream/Ley%2017.319.pdf
Indicadores energéticos de Argentina hasta el 2014
http://www.oetec.org/informes/indicadoresenergeticos250114.pdf
Datos de producción de petróleo y gas en setiembre del 2014
 http://www.iapg.org.ar/suplemento/Septiembre2014/Produccion%20por%20operado
r.htm
Informe completo de YPF 2013
http://www.ypf.com/InversoresAccionistas/InfoEconomicoFinanciera/Informe%20A
nual/Informe-anual-2013.pdf







Guillermo Martín Caviasca (UBA/UNLP)
helicó[email protected]

-----------------------
[1] Según datos oficiales elaborados por FLACSO Argentina, la s
privatizaciones efectuadas entre 1990 y 1994 generaron un flujo en efectivo
de apenas US$ 10.431 millones. El Estado aceptó títulos de la deuda por su
valor nominal de 13.561,5 millones, siendo su valor de mercado de tan sólo
5.836,4 millones. El caso más extremo en el uso de bonos fue el de ENTel,
que generó sólo 2279 millones en efectivo frente a 5029 millones en títulos
de la deuda que se cotizaban en el mercado a apenas 1257 millones Para el
caso de YPF El Estado valuó las acciones de YPF en 20U$S loque daba un
total de 7000m de U$S cuando la empresa valía alrededor de 17000m U$S.
[2] El mecanismo de la "acción de oro" le permite a los gobiernos limitar
los derechos políticos de empresas extranjeras con capital público que
intenten participar en sectores estratégicos de determinado país, como el
de telecomunicaciones o el energético. Es una herramienta que utilizó
Néstor Kirchner para obligar a REPSOL a aceptar a Esquenazi como socio, ya
que era un muy mal negocio para la empresa española.
[3] Según Clarín (Bonelli) y Página 12 en 1996, la armonía entre el
capital petrolero y el menemismo pudo entrar en crisis cuando legisladores
oficialistas intentaron discutir una nueva ley de hidrocarburos. La
iniciativa llegó a tener dictamen favorable del Senado pero existían al
menos tres puntos que generaron la resistencia corporativa, La posibilidad
de que se modifique el esquema impositivo, que se establezca un monitoreo
sobre el precio de los combustibles y, sobre todo, que se implemente sobre
el sector la ley de defensa de la competencia frente a la sospecha de
concertación en el manejo de los precios. Tampoco se aceptaba que la ley
fijara una "reserva" de crudo, que no podrían extraer las empresas de sus
yacimientos, con el fin de evitar un eventual desabastecimiento. Los
principales gerentes de empresas petroleras elevaron su protesta formal al
Senado por lo que consideraban una ruptura de las reglas de juego y una
amenaza a la seguridad jurídica. En ese sentido, trascendió una declaración
de Oscar Vicente (Pérez Companc, Cámara del petróleo, hoy hombre del
massismo) que había vertido en una reunión con otros empresarios: "Si se
aprueba ese proyecto, se frustrará la política petrolera que permitió que
la producción creciera en los últimos años el 70 por ciento"
[4] En 1995 con la firma de Menem y Domingo Cavallo se creo un fondo
fiduciario para ayudar a las provincias en su ya muy difícil situación las
provincias que era respaldado por las acciones clase "A" de YPF . Como por
ley eran intransferibles se dictó la ley 24474 para blanquearlo. El
argumento menemista de que las acciones serian puestas en el mercado para
obtener fondo rápidos pero serian devueltas cuando se consiguiera un
crédito internacional, fueron evidentemente falaces y el estado perdió mas
presencia. Fue el paso necesario para la privatización total hecho bajo el
cimbronazo del "efecto tequila", la muerte del hijo de Menem y la de
Estenssoro.
[5] Antes de 1998, los activos de Repsol estaban repartidos de la siguiente
manera: Industrialización y Comercialización, 42 %; Gas, 27 %; Exploración
y Producción, 23 % (de los que la mayor parte corresponde a Producción).
Los activos de YPF, por su parte, se componían así: Exploración y
Producción, 64 %; Industrialización y Comercialización, 32 %. Por su parte,
las grandes petroleras internacionales mantienen sus activos concentrando
el 50 % en Exploración y Producción; y el 30 % en Industrialización y
Comercialización, aproximadamente.
[6] http://infoleg.mecon.gov.ar/infolegInternet/anexos/120000-
124999/123780/norma.htm
[7] Entre las herramientas más comunes que usa el estado en diversas
combinaciones se encuentran: 1) Bonificaciones. Son pagos únicos efectuados
al finalizar un contrato, al comenzar las actividades de un proyecto o ante
el logro de ciertos objetivos establecidos en la legislación o en
contratos. Las cantidades varían desde decenas de miles a cientos de
millones de dólares para unos pocos proyectos petroleros de grandes
dimensiones. 2) Regalías. Pagos efectuados al gobierno para compensarle por
el derecho a extraer (y comercializar) un recurso natural no renovable. La
mayoría de las regalías son ad valorem (sobre la base de un porcentaje del
valor de la producción. Al examinar el impacto financiero probable de un
canon, es importante tener en cuenta no solo el porcentaje o el valor por
unidad, sino también la base contra la que se aplica la cifra. El sistema
vigente para medir el valor o el precio de mercado del mineral juega un rol
importante en el momento de determinar el impacto de las reglas de las
regalías. 3) Impuesto sobre la renta. En algunos casos, las empresas de
extracción de petróleo, gas y minerales están sujetas a la tasa de
impuestos sobre la renta general para empresas, vigente para todas las
industrias de un país; en otros casos existe un régimen especial para esos
sectores extractivos. Dado que los proyectos petroleros y mineros requieren
importantes inversiones de capital y de operaciones, las reglas sobre cómo
el sistema maneja los costos y las deducciones (la deducibilidad de los
pagos de intereses, la depreciación de los activos físicos, la capacidad de
incluir pérdidas de un año fiscal en un año fiscal futuro para compensar
utilidades, etc.) juega un rol importante al determinar cómo se benefician
los gobiernos y las empresas. 4) Impuestos sobre las utilidades
inesperadas. Algunos gobiernos han establecido instrumentos fiscales
especiales diseñados para dar al gobierno una participación mayor en los
superávits de los proyectos, a través de pagos de impuestos adicionales,
cuando los precios o las utilidades superan los niveles necesarios para
atraer la inversión. 5) Participación gubernamental. En algunos casos, los
proyectos petroleros y mineros se constituyen como entidades locales cuyas
acciones se dividen entre una empresa privada y una empresa de propiedad
del estado u otro organismo público. La titularidad de esas acciones puede
dar al gobierno el acceso a una parte de los pagos de dividendos. 6) Otros
impuestos y cargos. Entre las fuentes de ingreso fiscal adicional para el
estado se incluyen la retención fiscal sobre dividendos y pagos efectuados
en el exterior, impuestos al consumo, derechos de aduana y derechos de
arrendamiento de tierras. 7) Distribución de la producción. Muchos
contratos de petróleo y gas otorgan al estado derecho a una participación
en las cantidades físicas de petróleo producido. Estos sistemas en general
asignan esos recursos como reembolso de costos de producción, y después
dividen el control sobre el resto de las "utilidades" de petróleo o gas
entre el grupo de empresas operadoras y el gobierno. El gobierno vende su
parte por su cuenta o acepta un pago en efectivo de las empresas operadoras
en lugar de la entrega física del producto básico.

[8] De hecho a fines de 2012 la gestión pública de YPF logró frenar la
declinación de su producción hidrocarburífera (venía mostrando una fuerte
caída en petróleo desde 1999 y en gas desde 2005), y para Junio de 2013 se
observó un aumento de 2,1% en la extracción petrolera y de 0,4% en la
extracción gasífera respecto a igual mes del año anterior. Los estados
contables de YPF muestran un aumento de las inversiones del 25,6%
correspondientes al cierre del ejercicio 2012 en relación al del año
anterior, y del 100,8% en el ejercicio correspondiente al primer trimestre
de 2013 respecto al ejercicio de igual período del año anterior. Con
respecto a Vaca Muerta, la gestión pública de YPF logró iniciar la
explotación comercial alcanzando en el presente con 15 equipos de
perforación más de 90 pozos que en conjunto están aportando una producción
de petróleo de casi 1.600 m3 diarios (equivale al 5% de la extracción
petrolera de YPF en todo el país).
[9] Que podrán solicitar su inclusión en el Régimen Promocional los sujetos
inscriptos en el Registro Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas que
sean titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de
hidrocarburos y/o terceros asociados a tales titulares conjuntamente con
éstos, que presenten ante la COMISION DE PLANIFICACION Y COORDINACION
ESTRATEGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURIFERAS creada por
el Decreto Nº 1277/12 un "Proyecto de Inversión para la Explotación de
Hidrocarburos" que implique la realización de una inversión directa en
moneda extranjera no inferior a un monto de DOLARES ESTADOUNIDENSES UN MIL
MILLONES (U$S 1.000.000.000) calculada al momento de la presentación del
"Proyecto de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos" y a ser
invertidos durante los primeros CINCO (5) años del proyecto. Dicha
inversión puede ser realizada por personas jurídicas residentes o no en la
República Argentina.Que los requisitos y condiciones para la presentación y
posterior aprobación de los "Proyectos de Inversión para la Explotación de
Hidrocarburos", y para su inclusión en el Régimen que se crea serán
establecidos por la mencionada Comisión. Que los sujetos incluidos en el
presente REGIMEN PROMOCIONAL gozarán, en los términos de la Ley Nº 17.319,
a partir del quinto año contado desde la puesta en ejecución de sus
respectivos "Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos",
del derecho a comercializar libremente en el mercado externo el VEINTE POR
CIENTO (20%) de la producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos
producidos en dichos Proyectos, con una alícuota del CERO POR CIENTO (0%)
de derechos de exportación, en caso de resultar éstos aplicables. Que,
asimismo, tendrán la libre disponibilidad del CIEN POR CIENTO (100%) de las
divisas provenientes de la exportación de los hidrocarburos mencionados en
el párrafo anterior, siempre que el "Proyecto de Inversión para la
Explotación de Hidrocarburos" aprobado hubiera implicado el ingreso de
divisas a la plaza financiera argentina por al menos el importe previsto en
el artículo 3°.Que, también se establece que, en los períodos que la
producción nacional de hidrocarburos no alcanzase a cubrir las necesidades
internas de abastecimiento en los términos del artículo 6° de la Ley Nº
17.319, los sujetos incluidos en el presente REGIMEN PROMOCIONAL gozarán, a
partir del quinto año contado desde la aprobación y puesta en ejecución de
sus respectivos "Proyectos de Inversión para la Explotación de
Hidrocarburos", del derecho a obtener por el porcentaje de hidrocarburos
líquidos y gaseosos producidos en dichos Proyectos susceptible de
exportación de acuerdo a lo previsto en lo mencionado anteriormente, un
precio no inferior al precio de exportación de referencia a efectos de cuya
determinación no se computará la incidencia de los derechos de exportación
que pudieran resultar aplicables.
[10] YPF posee derechos sobre 12.000 km2 de los 30.000 km2 de Vaca Muerta
[11] Industrializar Argentina Setiembre 2013
[12] "YPF tiene tecnología propia, si se trata de conseguir los 30 mil
millones de dólares, en lugar de asociarse a las grandes corporaciones
puede apelar al ahorro nacional que esta de bajo del colchón, y que supera
mucho esa cifra, si se crea un bono que de dividendos en dólares con una
tasa de ganancia atractiva, no sería necesario firmar convenios como el de
Chevrón, en el que YPF pone toda la logística y ellos sólo el dinero"
Afirma Enrique Martínez kirchnerista ex presidente del INTI y crítico a los
acuerdos http://www.radiografica.org.ar/2014/10/30/martinez-claroscuros-de-
la-ley-de-hidrocarburos/
[13] Oficialmente en el 2011 se anunció que las reservas probadas del
yacimiento podían estimarse en torno a 927 millones de barriles
equivalentes de petróleo de los cuales 741 millones corresponden a petróleo
y el resto a gas. En febrero de 2012, YPF elevó la estimación de reservas a
22.500 millones y continúan elevándose.

[14] Durante el 2013 la extracción petrolera fue de 31,6 m m3 según la
Secretaría de Energía de la Nación lo que implica una declinación del 2,5%
respecto del año anterior. La extracción gasífera fue de 41mm m3 según la
misma fuente y declinó un 5,7% respecto del años anterior En el 2014
podemos observar que cinco empresas concentran el 75,2% de la producción:
YPF el 37,8%, PAE 17,7%, Sinopec 6,8% y Pluspetrol 6,7% y Petrobras 6,4%.
Si comparamos respecto del año anterior YPF incrementó su producción un
3,1% mientras que las otras cayeron 4%, 2,5%, 6,9% y 7,1% respectivamente.
En la extracción gasífera son solo 4 empresas las que concentran 74,8%
repartidas así: TOTAL 29,6%, YPF 25,3%, PAE 11,4% y Petrobrás 8,5%. YPF
logró incrementar la extracción este años un 2% mientras que las
extranjeras declinaron un 7%, 10%, 11% respectivamente. La reversión de la
tendencia declinante por parte de YPF se basa en una fuerte inversión
iniciada con la nacionalización parcial que produjo la incorporación de 40
equipos nuevos para no convencionales y 43 de reparación, lo que es mas que
una duplicación de su capacidad. Así se revirtió la tendencia declinante en
picada que venia desde el 2003 en petróleo y desde el 2005 en gas. Por otro
lado demuestra la capacidad estatal frente a la privada

[15] Art. 40 - La organización de la riqueza y su explotación tienen por
fin el bienestar del pueblo, dentro de un orden económico conforme a los
principios de la justicia social. El Estado, mediante una ley, podrá
intervenir en la economía y monopolizar determinada actividad, en
salvaguardia de los intereses generales y dentro de los límites fijados por
los derechos fundamentales asegurados en esta Constitución. Salvo la
importación y exportación, que estarán a cargo del Estado, de acuerdo con
las limitaciones y el régimen que se determine por ley, toda actividad
económica se organizará conforme a la libre iniciativa privada, siempre que
no tenga por fin ostensible o encubierto dominar los mercados nacionales,
eliminar la competencia o aumentar usurariamente los beneficios. Los
minerales, las caídas de agua, los yacimientos de petróleo, de carbón y de
gas, y las demás fuentes naturales de energía, con excepción de los
vegetales, son propiedad imprescriptible e inalienable de la Nación, con la
correspondiente participación en su producto que se convendrá con las
provincias. Los servicios públicos pertenecen originariamente al Estado, y
bajo ningún concepto podrán ser enajenados o concedidos para su
explotación. Los que se hallaran en poder de particulares serán
transferidos al Estado, mediante compra o expropiación con indemnización
previa, cuando una ley nacional lo determine. El precio por la expropiación
de empresas concesionarios de servicios públicos será el del costo de
origen de los bienes afectados a la explotación, menos las sumas que se
hubieren amortizado durante el lapso cumplido desde el otorgamiento de la
concesión y los excedentes sobre una ganancia razonable que serán
considerados también como reintegración del capital invertido.

[16] YPF suma en la cuenca neuquina, entre las diversas provincias que la
integran y entre permisos y concesiones, dentro y fuera de Vaca Muerta,
34.506 kilómetros cuadrados en los que es operadora de áreas en las que en
general también participan otros accionistas, según datos del IAPG. Esa
superficie incluye las que está explotando con la norteamericana Chevron en
el área Loma Campana, cuya concesión ya había sido extendida por decreto
presidencial en 2013. Chevron además es operadora en 1029 kilómetros
cuadrados de la cuenca. Pluspetrol, de las familias Rey y Poli, dispone de
26.178 kilómetros cuadrados de concesiones y permisos en los que es
operadora. Energy Operations Argentina, de la poco conocida estadounidense
NEOS GeoSolutions, controla 18.608. La pequeña petrolera canadiense
Americas Petrogas, una de las pioneras en no convencional en la Argentina,
dispone de 5487 kilómetros cuadrados. La brasileña Petrobras tiene 3901; la
francesa Total, 3385; la alemana Wintershall, 3285, y Tecpetrol, de
Techint, 3186. Capex, de la norteamericana El Paso Energy, suma 3800. Entre
Lomas, que conduce Oscar Vicente, ex ejecutivo de Perez Companc, tiene
1589. También hay grandes jugadores con poco terreno. La norteamericana
Exxon Mobil, que vendió sus estaciones de servicio Esso en el país, tiene
401 kilómetros cuadrados, pero bien ubicados. Shell dispone de 495. Pan
American Energy (PAE), propiedad de la británica BP, la china Cnooc y los
Bulgheroni, 509. Otros jugadores son los que están o estuvieron vinculados
a la política. Grecoil, una empresa adquirida por Andes Energía, de Daniel
Vila y el ex ministro menemista José Luis Manzano, suma 710 kilómetros
cuadrados. Misahar, una de las petroleras de Lázaro Báez, cuenta con sólo
167. Raiser, de los Moneta, 844. Por último, Oil M&S, la de Cristóbal
López, suma 1903.

[17] Para la extracción o recuperación del petróleo existen tres mecanismos
básicos llamados simple y llanamente: Primario, Secundario y Terciario; la
recuperación es primaria cuando al iniciar la producción, la presión de los
fluidos al interior del yacimiento es suficiente para forzar la salida
natural del petróleo a través del pozo. Durante la vida productiva del
yacimiento la presión descenderá y es entonces cuando se requiere hacer
Recuperación Secundaria, que es la inyección de agua o de gas para
compensar la pérdida de presión y la ayuda mediante bombas para extraer el
petróleo. Al paso del tiempo por más agua o gas que se inyecte y aunque se
usen avanzados sistemas de bombeo ya no se recupera más petróleo, y la
declinación comienza, en este punto debe aplicarse Recuperación Terciaria o
Mejorada, la cual tiene varios métodos entre los que se encuentran el uso
de químicos como los Polímeros y Surfactantes, Térmicos (Estimulación con
vapor y combustión en sitio), Miscible (Hidrocarburos solventes),
microbiales, eléctricos, vibracionales, de perforación horizontal, entre
otros.

[18] La pirámide impositiva boliviana se compone de los siguientes ítems:
Regalías y participaciones (nacionales, departamentales) 18% del total
producido. Impuestos directo a los hidrocarburos 32% del total producido.
Impuesto sobre las utilidades equivalente al 25%. Impuesto a la remisión de
capitales al exterior equivalente al 12,5%. IVA 13%. Impuesto a las
transacciones equivale al 3% de los que se venda en el mercado interno. Y
un X% que corresponde a YPFB. Es un total variable de acuerdo al yacimiento
a si el recurso es exportado o no pero sin dudas es muy alto y no afectó
las inversiones. El caso venezolano donde las regalías rondan el 30% la
situación es diferente, la ley impulso que las empresas extranjeras deban
trabajar en forma mixta con el estado, lo que implica capitalización
conjunta con la estatal PDVSA, varias abandonaron el país como Total y
British Petrólium, sin embargo las inversiones rusas y chinas continuaron.
La mayoría del sector petrolero ruso después de las reformas de los años 90
del siglo XX pertenece a empresas privadas. Generalmente, los consorcios
desarrollan proyectos a partir de sus propios recursos financieros y
utilizan modernas tecnologías de prospección y producción de petróleo. En
Rusia los impuestos en el sector son muy altos el Estado se queda con 90
centécimos de cada dólar que las empresas ganan exportando crudo a un
precio de más de 27 dólares por barril. En Irán, durante los primeros meses
del año 2014, se presentaron los nuevos contratos petroleros mas flexibles
que el Estado propone a las corporaciones petroleras, es estos el Estado
cede parte de las prerrogativas que tenía, pero propone la formación de
empresas mixtas entre la poderosa empresa estatal y cada corporación (como
en Venezuela), además avanza en que una misma inversión extranjera pueda
abarcar diferentes etapas de la industria lo que antes estaba vedado. En
nivel de intervención del estado en la economía en Irán es muy grande y la
parte de la renta petrolera apropiada por el estado por los mecanismos
previstos sigue siendo mayoritaria.

[19] http://www.cepal.org/ddpe/publicaciones/xml/2/38272/LCL3049e.pdf

[20] http://www.clement.com.ar/noticias/otorgan-el-0-de-derecho-de-
importaci%C3%B3n-algunos-bienes-usados-por-el-sector-petrolero
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