Opinión

La regulación del Shale en Argentina

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La regulación del Shale en Argentina

Por Fermín Berraondo (*)

La ley 27.007 dispuso la reforma más extensa a la ley de hidrocarburos original (17.319) en casi cincuenta años de historia, cuya reforma más importante hasta el momento había sido la dispuesta por la llamada “Ley Corta” (26.197) que reconoció expresamente el dominio originario de los estados provinciales sobre los reservas de hidrocarburos.

El objetivo principal de la reforma es adecuar la ley a la nueva realidad operativa, brindando incentivos (plazos, regalías, prórrogas, etc.) que atraigan inversiones para el desarrollo del potencial en “shale”, y que permitan retornar al autoabastecimiento del país.

La reciente reforma distingue a los yacimientos de “Objetivos Convencionales” de los yacimientos de “Objetivos No convencionales”, calificados expresamente como aquellos 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 aquellos yacimientos caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad.

Los yacimientos de “Objetivos No Convencionales” van a contar con plazos para la exploración (Período Básico de 8 años (4+4) + Prórroga de 5 años= 13 años) y para la explotación (35 años -incluye Plan Piloto de 5 años- + prórrogas de 10 años) más largos que aquellos dirigidos a Objetivos Convencionales. Las concesiones de transporte tendrán el mismo plazo de la concesión de explotación “No convencional” a la que se encuentre vinculada.

En cuanto a las prórrogas de las concesiones de explotación, hay que tener en cuenta que la reforma introdujo la posibilidad de obtener prórrogas ilimitadas de 10 años, algo que fue duramente criticado desde algunos sectores por la falta de una licitación luego de vencido los plazos originales en la que deba competir el concesionario con otros interesados.

Sin embargo, más allá de la ventaja que ello genera a los actuales concesionarios, éstos siempre deberán cumplir con los requisitos exigidos para obtener la prórroga, los cuales se intensifican en la nueva ley, a saber: Cumplimiento de obligaciones del concesionario (obligaciones de información, medioambientales, de explotación técnica y económicamente adecuada, etc.), presentación de la solicitud con al menos 1 año de antelación, contar con producción de hidrocarburos en el área, presentación de un plan de inversiones, y el pago de la Regalía Adicional y el Bono de Prórroga.

La Concesión de Explotación No Convencional pueden solicitarla tanto permisionarios de Exploración, como concesionarios de una Concesión de una Explotación Convencional, mediante una subdivisión del área, y asimismo aquellos concesionarios de una Concesión de Explotación No Convencional que pretendan unificar una concesión adyacente y preexistente, siempre que demuestren que existe continuidad geológica con la concesión original. Adicionalmente, la ley permite la explotación complementaria (no principal) de objetivos convencionales dentro de una Concesión de Explotación No Convencional.

Para obtener una Concesión de Explotación No Convencional, las empresas deberán definir y presentar un Plan Piloto para los primeros 5 años de vida de la concesión, que con criterios técnico-económicos aceptables determine la explotación comercial del yacimiento, el cual será aprobado por la Autoridad de Aplicación dentro de los 60 días siguientes.

Como un incentivo para el inversionista, la reforma se abocó a determinar de antemano cuál será la “renta” del Estado sobre la explotación de estos recursos, de manera de dotar al inversor/concesionario con mayor previsibilidad sobre cuál será la tasa de retorno aplicable al proyecto, y así evitar también la necesidad de negociar estos porcentajes al momento de solicitar una prórroga, como sucedía hasta antes de la reforma.

A dichos efectos, se estableció un Bono de Prórroga para la concesiones de explotación cuyo monto máximo será igual a las reservas comprobadas remanentes al final de la concesión multiplicadas por el 2 % del precio promedio de cuenca durante los 2 años anteriores al momento del otorgamiento de la prórroga. Con un criterio similar se estableció un Bono de Explotación, para el caso que se efectúen actividades complementarias de explotación convencional dentro de una Concesión de Explotación No Convencional, luego de terminada la concesión convencional original.

Respecto de las regalías que ahora declara mensualmente el concesionario y la autoridad sólo puede objetar, se mantuvieron en el 12% con la posibilidad de que el Poder ejecutivo nacional o provincial las reduzca hasta un 5 % por razones de productividad, condiciones y ubicación. En la primera prórroga de la concesión se abonará un 3% de regalía adicional, y en la segunda y posteriores prórrogas, otro 3% adicional, hasta alcanzar el porcentaje máximo del 18 % de regalías aplicable a todas las concesiones, inclusive a las que se encontraban pagando porcentajes mayores a la fecha de vigencia de la nueva ley.

La reforma, además de la posibilidad de reducir regalías hasta en un 50% en casos de Producción Terciaria, Petróleos Extra Pesados y Costa Afuera, otorga un incentivo adicional a aquellas empresas que soliciten una Concesión de Explotación No Convencional dentro de los 3 años de vigencia de la nueva ley (hasta el 08/11/2017), a los que les brinda la posibilidad de reducir hasta un 25 % las regalías aplicables durante los 10 años siguientes al “Proyecto Piloto”.

Otros incentivos fiscales pueden hallarse en el tratamiento impositivo general de la reforma, que establece la obligación del Estado Nacional y Provincial de propiciar un tratamiento fiscal uniforme que promueva inversiones.

Por su parte, el Anexo I del Acuerdo entre el Poder Ejecutivo Nacional y la OFEPHI del 16 de septiembre de 2014 determinó una serie de bases en materia impositiva, a saber: un máximo del 3% en materia de Ingresos Brutos a aplicar a la actividad, el compromiso de no incrementar las alícuotas de Impuesto de Sellos aplicable, y que éste no grave los “contratos financieros” relativos a la inversión, así como el compromiso de no crear o aumentar los tributos locales (excepto tasas retributivas de servicios o un incremento general de impuestos).

Pero quizás uno de los aspectos fundamentales de la ley 27.007, es que incorpora el régimen promocional establecido por el Decreto 929/13 (principal antecedente normativo de la reforma, que permitió el acuerdo entre YPF y Chevron para el desarrollo de objetivos no convencionales en la provincia del Neuquén), pero reduciendo el monto de inversión mínima directa y su plazo de ejecución de US$ 1000 millones en 5 años a US$ 250 millones en 3 años.

Los beneficios para la empresa que presente el proyecto, a partir del 3° año de ejecución del proyecto, serán el derecho a comercializar libremente al mercado externo el 20 % de la producción obtenida, sin aplicación de derechos de exportación, así como la libre disponibilidad de todas las divisas provenientes de la exportación del 20% anterior. Asimismo, en caso de desabastecimiento interno, se aseguran a las empresas los mismos beneficios anteriores por la venta al mercado interno. Por su parte, se conceden derechos de importación con alícuotas reducidas que van del 0% al 14%, para aquellos bienes de capital e insumos imprescindibles, conforme surgen del listado del Decreto 927/13 y sus modificaciones, listado que podrá ampliarse en el futuro.

La Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas (la “Comisión”) es incorporada expresamente como una autoridad dentro de la ley de Hidrocarburos, y será la autoridad de aplicación que llevará adelante el control de la inversión bajo el régimen promocional descripto. Asimismo, adquieren fuerza de ley los planes de inyección excedente lanzados por la Comisión en los últimos años, así como aquellos que lance en el futuro.

El régimen promocional también prevé una serie de aportes a Provincia interviniente, del 2,5% del monto de inversión inicial destinado a acciones de Responsabilidad Social Empresaria, a ser aportado por la empresa inversora, y un monto a determinar por la Comisión para obras de infraestructura, a ser aportado por el Estado Nacional.

La ley 27.007 estableció también una disposición general en materia ambiental, que obliga al Estado Nacional y Provincial a propender a una legislación ambiental uniforme que aplique las mejores prácticas de la industria para un adecuado cuidado del ambiente. Esto es a efectos de evitar que por ejemplo un Municipio prohíba el desarrollo de recursos no convencionales en su región. Si bien la nueva ley no dispuso consideraciones especiales en materia ambiental respecto del nuevo tipo de concesión creado, lo que hubiese demorado más su sanción, vale decir que la extensa legislación vigente en materia hidrocarburífera-ambiental, tanto a nivel nacional como provincial, resulta enteramente aplicable a los yacimientos “no convencionales”, restando dilucidar si es necesaria la sanción de nueva normativa específica para este tipo de yacimientos.

Por último, si bien la reforma se ocupó de modificar el criterio de adjudicación de licitaciones atándolo a la mayor inversión o actividad exploratoria, con el compromiso de Nación y Provincias de redactar en forma conjunta un pliego modelo para las licitaciones, y prohibió la reserva de nuevas áreas a favor de empresas públicas o con participación estatal, limitando la posibilidad de dichas empresas de ir en “carry” en la etapa desarrollo en las áreas que no cuenten con contrato asociativo, vale aclarar que la gran mayoría de las áreas “on-shore” de Argentina, especialmente aquellas que se ubican sobre la formación “Vaca Muerta”, ya fueron licitadas o prorrogadas en su oportunidad, por lo que cuentan con un permisionario o concesionario sobre el área.

Por lo tanto, el ingreso de nuevos actores al mercado “no convencional” dependerá de una compra accionaria, o de un acuerdo sobre el “activo”, tanto mediante una cesión conforme los términos del artículo 72 de la ley de hidrocarburos, como mediante un acuerdo de cesión sobre la producción, sin cederse el título sobre el permiso/concesión, práctica que se ha venido desarrollando en el último tiempo para lograr inversiones para el desarrollo de áreas sin desprenderse del “activo”.

Más allá de cualquier crítica que haya generado la reforma, ésta se ha ocupado de atender el reclamo del público inversor de contar con reglas claras en materia legislativa e impositiva, incorporando a su vez las novedades de la industria, y cumpliendo su objetivo principal de atraer inversiones para el desarrollo de este tipo de yacimientos.

(*) RCTZZ Abogados.

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