El reto de explorar la plataforma continental argentina

 -  -  3


El Estado Nacional a través de su Secretaría de Energía ha dispuesto diversas acciones en el último tiempo a fin de incrementar el interés, conocimiento y exploración de los yacimientos de hidrocarburos ubicados en la plataforma continental a partir de las 12 millas marinas, bajo su jurisdicción.

Una ley de Hidrocarburos antigua.

Escribe
Fermín Berraondo

Hay que tener en cuenta que la facultad de dicho organismo regulador para dictar normas específicas sobre la materia se encuentra limitada por el arcaico marco de la Ley de Hidrocarburos que le otorga dicha potestad. Se trata de una ley nacional de hidrocarburos con más de 50 años de historia y que fuera reformada muy pocas veces.

La última reforma efectuada por la Ley 27.007 justamente incorporó plazos diferenciales para la exploración y explotación costa afuera, a efectos de distinguirla de la explotación convencional y no convencional “on-shore”.

Falta de exploración y experiencia

La realidad de la exploración de hidrocarburos Costa Afuera es que la Plataforma Continental Argentina y las distintas cuencas exploratorias que la integran se encuentran
sub-exploradas, con menos del uno por ciento (1%) de la superficie concesionada y ningún Permiso de Exploración otorgado en los últimos años, lo cual demuestra la total desinversión en este sector de la industria.

Ello a pesar de que las técnicas de exploración y la tecnología asociada han evolucionado muchísimo en los últimos años y que los resultados obtenidos en países de la región han sido exitosos (en cuanto a descubrimientos al menos).

La historia reciente tampoco ha sido alentadora, ya que a partir de la sanción de la ley N° 25.943 por la que se crea el engendro de ENARSA, ésta compañía estatal resultó, entre otras facultades concedidas, titular de los permisos de exploración y de las concesiones de explotación sobre la totalidad de las áreas marítimas nacionales que no se encuentran sujetas a tales permisos o concesiones a la fecha de entrada en vigencia de la ley, debiendo observar mecanismos de transparencia y competencia que respeten lo establecido en la ley de hidrocarburos.

El resultado tras 10 años gozando de esta titularidad fueron algunos pocos trabajos exploratorios en 3 áreas (E-1, E-2 y E-3) que efectuó mediante la asociación con distintas empresas del sector (YPF, ENAP y PETROBRAS respectivamente) que, luego de la sanción de la ley 27.007, debieron proceder a revertir o reconvertir esos contratos en permisos bajo el régimen general de la ley de hidrocarburos.

Exploración y desarrollo costoso

Vale recalcar por otro lado que la exploración y desarrollo “off-shore” es el más costoso de la industria, considerando que el valor de cada pozo de exploración puede incluso ser diez veces superior al costo de un pozo exploratorio no convencional a Vaca Muerta, para tener una idea estimada, todo dependiendo además de la profundidad del mar y de la profundidad de la perforación en esa zona.

Por ello, se trata de una actividad de la que participan los grandes jugadores de la industria internacional (no todos operando en Argentina), por un lado, y que requiere de un marco
jurídico seguro y estable que garantice a estos actores que la gran inversión que van a hundir la puedan recuperar a lo largo del tiempo con producción, por el otro.

Permisos de reconocimiento superficial multicliente

La primera acción importante tomada a efectos de dotar a la ley de hidrocarburos de herramientas modernas y exitosas a nivel mundial en lo referido a la exploración costa afuera fue la reglamentación de permisos específicos de reconocimiento superficial, contemplados de modo general en los artículos 14 y 15 de la LH.

La normativa regional y mundial en permisos de reconocimiento superficial para realizar actividades exploratorias en el mar se encuentra orientada a otorgar permisos no exclusivos
sobre un área determinada por un término que va desde los 5 a los 10 años, de modo de ampliar el conocimiento y las actividades de exploración realizadas. Estas empresas luego hacen aprovechamiento comercial de la información obtenida y procesada al venderla directamente a los potenciales licenciatarios de permisos de exploración con derecho a explotar los hidrocarburos que descubran.

De este modo, y a pesar de que la participación de diversas empresas del rubro fue acotada, se creó un marco, a partir de la publicación de la Resolución N° 197/2018, para generar mayor cantidad de información sobre una plataforma continental prácticamente inexplorada.

El Concurso

A través de distintas reuniones de trabajo la Secretaría de Energía fue transmitiendo a la industria los distintos puntos a cubrir por el llamado a concurso que se convocaría, y a su vez fue recibiendo devoluciones de aquella, todo a efectos de lograr un concurso exitoso.

Con dicho objetivo también se solicitó a las empresas interesadas que nominen de forma confidencial aquellas áreas que pudieran resultar en un eventual interés de su parte, a partir de la información existente en el banco de datos de la Secretaría, a efectos de intentar asegurar que el concurso verse sobre áreas susceptibles de ser adjudicadas.

El resultado fue la convocatoria efectuada sobre 38 áreas costa afuera definidas por dicha autoridad en 3 cuencas. Por un lado la cuenca Malvinas Oeste con 18 áreas profundas de
100 a 700 metros bajo el nivel del mar y una superficie que va de los 3600 a los 6300 Km2. La Cuenca Austral, la cuenca costa afuera con mayor cantidad de información al momento, con 6 bloques someros de menos de 100 metros de profundidad y una superficie que va de los 2000 a los 2.700 Km2. Por último, la cuenca Argentina Norte con 7 áreas profundas que van de los 200 a los 1.300 metros de profundidad y una superficie que va de los 6.000 a los 9.000 Km2 y 7 bloques muy profundos de 1200 a 4000 metros de profundidad y una superficie que va de los 3.000 a los 9.000 km2.

Sistema de Calificación de Oferentes previo y expeditivo

Un aspecto destacable del pliego, es que, recogiendo la experiencia de otros países de la región, salió del esquema habitual de Sobres “A” y “B”, e implementó un proceso de calificación de las Empresas previo a la presentación de ofertas y hasta incluso automático.

Se distinguen los antecedentes legales, económicos y técnicos del proceso de calificación. Se otorga la posibilidad de que empresas extranjeras participen directamente, sin necesidad de constituir una sucursal o sociedad vehículo al tiempo de la calificación, con obligación de presentar una garantía amplia de respaldo técnico y económico, además de asumir el
compromiso de constituir el vehículo o sucursal en caso de resultar adjudicatario.

Si bien se diferencian requisitos económicos y técnicos en virtud del tipo de área (Someras, Profundas y Muy Profundas), siendo más gravosos los requisitos exigidos en caso que el oferente desee actuar como operador en aguas muy profundas, donde por ejemplo se exige un patrimonio neto superior a USD 250.000.000 y una producción de 20.000 barriles por día, se establece un proceso de calificación automática en caso que el oferente se halle incluido en el último ranking publicado por “Energy Intelligence Top 100 y/o Top 50: Global NOC & IOC Rankings”.

Ofertas y Programas de Trabajos Obligatorios del Permiso
El pliego del concurso aprobado por la Resolución 65/2018 establece obligaciones mínimas de trabajo por cada área en particular para el primer período de exploración únicamente. Los compromisos de trabajo que las empresas deberán asumir se representan en las típicas Unidades de Trabajo (UT) valorizadas en 5.000 dólares estadounidenses cada una.

Para que la oferta sea considerada debe superar las Unidades de Trabajo Mínimas dispuestas para cada área, que equivalen a un 4 x 4 o 3 x 3 km de Sísmica 2D en la totalidad del área. Asimismo se incorpora el concepto de Unidades de Trabajo Básicas, que representan entre el 20 % y el 40% de toda la Sísmica 3D susceptible de realizar en el área, a efectos de garantizar trabajos efectivos de exploración en el área que incrementen el conocimiento de la plataforma continental. Sólo si se oferta por encima de la Unidades de Trabajo Básicas se admite ofertar un bono en dólares estadounidenses para lograr ser adjudicatario del área en cuestión.

Hasta el 50 % del bono ofrecido podrá ser reemplazado posteriormente con Unidades de Trabajo realizadas en exceso a las comprometidas durante los primeros 3 años. Sin perjuicio de las obligaciones asumidas, el pliego admite cierta flexibilidad sobre el plan de trabajo presentado con aprobación previa de la autoridad de aplicación, y sin dicha autorización inclusive, siempre que los cambios al programa afecten hasta el 40 % de las UT comprometidas y el reemplazo sea por actividades exploratorias significativas, como puede ser la sísmica 2d, 3d o la perforación de pozos exploratorios. Por otra parte, se permite expresamente la inclusión de Unidades de Trabajo efectuadas por permisionarios de reconocimiento superficial en los últimos 3 años a la fecha de apertura y adquiridas de estos hasta 18 meses después de otorgado el permiso, ratificando la intencionalidad perseguida al dictarse la reglamentación de los artículos 14 y 15 de la ley.

Al finalizar el primer período exploratorio, el permisionario deberá decidir si continúa explorando y pasa al segundo período exploratorio o si revierte el área, siempre claro que haya cumplido con las unidades de trabajo comprometidas en su oferta para el primer período.
Al pasar al segundo período o a una eventual prórroga, el permisionario asume el compromiso de perforar, en cada uno de dichos períodos, un pozo de exploración de las características definidas en el pliego (varían según la cuenca).

Suspensión del Desarrollo

Otra de las facilidades que otorga el pliego a los permisionarios es la posibilidad de suspender el desarrollo del área por razones justificadas (por ejemplo, falta de infraestructura de transporte suficiente), por un término de hasta 10 años, al momento de solicitar una Concesión de Explotación. Sin embargo, a diferencia de lo que ocurría con la “Suspensión de Comercialidad” del Plan Argentina, dicho plazo es descontado del plazo de 30 años de la Concesión de Explotación, se abona canon de explotación durante la suspensión y para solicitarla debe haber 2 pozos de exploración perforados al menos, entre otros requisitos.

Regalías reducidas para recuperar la inversión antes

La posibilidad de que los Concesionarios de Explotación abonen regalías reducidas está expresamente prevista en el artículo 59 de la ley de hidrocarburos, aunque pocas veces ha sido utilizada. Mediante la utilización de una fórmula específica prevista en el pliego los concesionarios de explotación tendrán derecho a abonar regalías que van del 5 % al 12 % de la producción mensual en función del grado de desarrollo de los proyectos. De esta forma se garantiza al concesionario la posibilidad de recuperar su inversión durante los primeros años de producción de forma más rápida. El factor “R” será calculado en forma anual tomando en cuenta las ventas, inversiones y gastos operativos de cada concesión de explotación, siempre considerando valores en dólares estadounidenses. Se excluyen costos financieros, de asesores y aquellos derivados de la negligencia del operador, entre otros.

Régimen de Promoción de Inversiones.

El Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, creado por el Decreto N° 929/2013, modificado por la Ley 27.007, podrá resultar aplicable a los adjudicatarios del concurso que cumplan sus requisitos, quienes a partir del tercer año contado desde la puesta en ejecución del respectivo proyecto, tendrán la libre disponibilidad del 60% de los hidrocarburos producidos y la libre disponibilidad del 100% de las divisas provenientes de la exportación de tales hidrocarburos, así como también estarán exentos de todo derecho de exportación. Dicha normativa también garantiza, en caso de desabastecimiento interno, que los concesionarios reciban un precio no inferior al precio de exportación de referencia y acceso al mercado de divisas por hasta un 100 % del precio obtenido por la comercialización interna del porcentaje de hidrocarburos.

Asimismo será aplicable el Decreto N° 927/2013 que establece un tratamiento fiscal diferenciado por un plazo de tiempo determinado para la importación de los bienes de capital comprendidos en las posiciones arancelarias detalladas por su Anexo, como una medida tendiente a favorecer la actualización del equipamiento y maquinarias de las empresas del sector hidrocarburífero.

Cláusulas Arbitrales en Permisos y Concesiones

Otra inclusión novedosa a efectos de atraer inversiones es, tal como ocurrió con el régimen de Participación Público Privada (PPP), la Cláusula Arbitral con prórroga de jurisdicción, con las limitaciones y salvedades previstas en la propia ley de hidrocarburos y en el decreto que instruyó al llamado al concurso y autorizó la inclusión de dicha cláusula. Ello a efectos de reforzar la seguridad jurídica que reclamaban las empresas internacionales del sector.

Garantías

Se estableció una garantía de mantenimiento de oferta por la suma de USD 100.000 por cada una de las áreas ofertadas, con plazo mínimo de mantenimiento de la oferta respectiva de 120 días corridos desde el día de apertura.

La garantía de cumplimiento de los trabajos comprometidos debe constituirse dentro de los 30 días corridos a partir de la fecha de inicio del permiso. Dicha garantía debe abarcar el 100% del monto de las UT mínimas más el 25% de las UT comprometidas por encima de las UT mínimas más, el 25% del bono, en caso de haberlo ofrecido. Se establecen deducciones específicas de la garantía a medida que se van ejecutando los trabajos.

En el segundo período y en la prórroga, en caso de acceder a los mismos, el permisionario deberá constituir garantía de cumplimiento por cada pozo obligatorio, mediante un monto fijo que va de los USD 10.000.000 a los USD 22.000.000, dependiendo el tipo de área y su profundidad. Los modos para constituir ambas garantías son los habituales seguros de caución, cartas de crédito stand by y/o
fianzas bancarias.

Normas ambientales internacionales aplicables

No existen normas específicas emitidas por la autoridad de aplicación que regulen la exploración y explotación de hidrocarburos en el mar. Por dicho motivo el pliego establece obligaciones generales para los permisionarios y concesionarios, como la conservación y protección del medio ambiente empleando las mejores técnicas disponibles para prevenir y mitigar los impactos ambientales negativos, la implementación un Sistema de Gestión Ambiental diseñado de acuerdo a modelos internacionales reconocidos, la responsabilidad del permisionario y la obligación de remediar pasivos ambientales, y el abandono de pozos. Asimismo establece una limitación a la autoridad de aplicación para establecer guías de buenas prácticas ambientales que sigan otras de aplicación internacional como por ejemplo: American Petroleum Institute (API), International Organitation for Standarization (ISO), y Organización Marítima Internacional (OMI).

Invitación a las Provincias

La invitación a las provincias con jurisdicción sobre áreas costa afuera hasta las 12 millas marinas, no es casual, sino que persigue la intención de que las provincias respeten condiciones similares a las empresas y tiendan al desarrollo de la plataforma continental dentro de su jurisdicción.

Otras condiciones importantes

Siguiendo las prácticas adoptadas por otros países de la región, el pliego establece limitaciones a los porcentajes de participación de los consorcios de oferentes, donde el Operador deberá ostentar al menos el 30 % y el resto de los consorcistas No Operadores un porcentaje mínimo del 5%.Por otra parte, y a efectos de brindar mayor seguridad jurídica a los Oferentes, se adjuntan al pliego los modelos de resolución que otorgarán los permisos y concesiones a los eventuales adjudicatarios y descubridores, respectivamente.

Ello considerando el esquema previsto en la ley de hidrocarburos, donde a diferencia de otros países de la región, abandona el sistema de contrato asociativo con la empresa estatal por uno de licencias donde el titular tiene un derecho exclusivo y directo a la exploración.
Resta esperar a que el interés demostrado por las grandes empresas petroleras, aún por algunas que no cuentan con experiencia en el país, se materialice el 14 de marzo de 2019 (el día de apertura) en ofertas concretas que permitan aumentar el conocimiento de la plataforma continental y lograr su desarrollo exitoso.

(*) Asesor Legal en Energía

3 recommended
398 views
bookmark icon