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Cambios más relevantes y nuevas disposiciones a ser introducidos a la Ley Nacional de Hidrocarburos Nro. 17.319.

13/11/2014 | ARGENTINA | Notas Destacadas | 773 lecturas | 265 Votos



El 3 de Octubre, el Congreso Nacional sancionó el proyecto de ley que modifica el marco regulatorio actual de hidrocarburos. Se espera que este proyecto de ley sea promulgado por la Presidente dentro de los próximos 10 días hábiles.




BENEFICIOS PARA LAS COMPAÑÃAS

• Más superficie durante la etapa de exploración. Siempre que las compañías cumplan con sus obligaciones durante el primer periodo básico de exploración, éstas no estarán obligadas a revertir a las áreas que poseen en el caso que decidan extender el permiso de exploración. Además, las compañías podrán tener concesiones o permisos sin límite alguno ya que no estarán sujetas al límite máximo de 5 permisos de exploración o concesiones de explotación (en la práctica, esta restricción nunca fue aplicada).

• Aumento de años y prórrogas sin límite. Las concesiones convencionales continuarán con un plazo de 25 años, pero las concesiones no convencionales tendrán un plazo de 35 años (este plazo incluye un Plan Piloto de 5 años), y las concesiones de explotación costa afuera (off-shore) durarán 30 años. La prórroga de la concesión no estará sujeta al límite de 10 años. Siempre que las compañías cumplan con ciertos requisitos se les puede llegar a otorgar mas de una prórroga de 10 años.

• Acceso a áreas sin licitación pública. Este es uno de los mayores beneficios de la ley, ya que permite que los concesionarios accedan a una concesión no convencional de 35 años sin licitación pública. Las compañías titulares de concesiones convencionales tendrán derecho a requerir una concesión no convencional por el plazo de 35 años que abarque una porción del área original de la concesión convencional. Además, el titular de una concesión no convencional de explotación que sea adyacente a una concesión convencional otorgada previamente podrá unificar ambas áreas bajo una nueva y única concesión de explotación no convencional (siempre que dicho concesionario de la concesión pruebe la continuidad geológica del área).

• Límite máximo de regalías a ser pagadas. El máximo de regalías sobre producción es de 12%, con una regalía adicional de hasta 3% para cada prórroga con un máximo de 18% en caso de prórrogas subsecuentes. Las regalías deberán ser calculadas de acuerdo con el valor de la producción que surja de lo declarado por las compañías y no de lo determinado por el gobierno (como sucede hoy en día). Las compañías que requieran una concesión no convencional dentro de los 36 meses siguientes a la entrada en vigencia de la nueva ley podrán requerir una reducción de regalías del 25%.

• Procedimientos más transparentes. Las áreas vacantes serán ofertadas a empresas privadas mediante licitaciones públicas basadas en pliegos con términos uniformes que serán redactados por las autoridades Provinciales y Nacionales dentro de los 6 meses de entrada en vigencia del nuevo régimen. Además, las Provincias y el Estado Nacional no tendrán derecho a reservar áreas vacantes a favor de ninguna entidad o compañía de propiedad parcial o mayoritaria de una Provincia o del Gobierno Nacional ("Compañías Estatales"). En caso de que dichas áreas ya estuvieran reservadas a Compañías Estatales que no hayan celebrado aún acuerdos de asociación, dichos acuerdos deberán indicar que la participación de la Compañía Estatal durante la etapa de desarrollo será proporcional a las inversiones efectivamente efectuadas por ésta. En otras palabras, el acarreo (carry), incluido mayormente en acuerdos entre Compañías Estatales (por ejemplo: Gas y Petróleo de Neuquén) y compañías privadas, será eliminado durante la etapa de "desarrollo".

• Beneficios adicionales para grandes proyectos. Las nuevas inversiones que sean aprobadas por el Gobierno Nacional y que contemplen gastos de por lo menos US$ 250.000.000 durante los primeros 3 años del proyecto tendrán derecho a diversos beneficios, incluyendo, (a) a partir del tercer año, libre disposición de la producción sin derechos de exportación, y tendrán acceso al mercado cambiario para: (i) 20% de la producción convencional; (ii) 20% de la producción no convencional; y (iii) 60% de la producción costa afuera; y (b) beneficios sobre aranceles de importación con relación a ciertos equipos clave para el desarrollo de estos proyectos.

• Uniformidad de impuestos provinciales. Las Provincias y el Estado Nacional impulsarán la adopción de impuestos, regímenes de procedimiento y medio ambiente uniformes en todas las jurisdicciones. En este sentido, las Provincias acordaron: (i) un máximo de impuesto a los ingresos brutos del 3%; (ii) estabilidad impositiva municipal y provincial; y (iii) no incrementar los impuestos de sellos vigentes, obligándose además a no imponer el impuesto de sellos a los acuerdos financieros para la estructuración de proyectos de inversión y garantías.

OTRAS PROVISIONES RELEVANTES

• Bono de prórroga concesiones. Para los casos en los cuales las compañías requieran una prórroga de su concesión se les podrá requerir 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, por el 2% del precio promedio de los respectivos hidrocarburos durante los dos años anteriores al momento del otorgamiento de la concesión. Un bono similar podrá aplicarse a las actividades convencionales desarrolladas en concesiones no convencionales que resulten de concesiones convencionales.

• Prórrogas bajo negociación. Si, para cuando el nuevo régimen entre en vigencia, una Provincia ya comenzó con el proceso para prorrogar una concesión de explotación originalmente otorgada por el Estado Nacional, y siempre que dicho proceso haya establecido condiciones para el otorgamiento de esa prórroga, entonces dicha Provincia tendrá 90 días para concluir con el proceso de otorgamiento. Las prórrogas otorgadas podrán aplicar para la nueva prórroga de 10 años como se indica en el proyecto de ley.

• Ãreas costa afuera bajo la jurisdicción Nacional. Estas áreas que fueron asignadas a la Compañía Estatal ENARSA en 2004, serán revertidas a la Secretaría de Energía Nacional, que deberá otorgar permisos y concesiones de acuerdo con el nuevo régimen. Las áreas otorgadas a partes privadas antes de 2004 estarán exceptuadas de dicha reversión.

* Por Adolfo Durañona y Roberto Grané, Socios de Baker & McKenzie

Fuente: EnerNews

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