¿Qué cambia con la nueva Ley de Hidrocarburos?

El sector energético

El Gobierno quiere tener en su poder antes de fin de mes la nueva Ley de Hidrocarburos. Con media sanción en el Senado, antes de noviembre podría llegar la aprobación definitiva en la Cámara Baja. Los cambios en la legislación aparecen en un momento especial del mapa energético local: la pérdida del autoabastecimiento, la consolidación del protagonismo de la estatizada YPF y las promesas “milagrosas” de los recursos no convencionales de Vaca Muerta. Con esta foto de fondo, el debate sobre el alcance de un nuevo marco jurídico promete extenderse más allá del recinto. Hay coincidencia en algunos argumentos que avalan la necesidad de actualizar e incluso remplazar la vieja ley de 1967. La posición oficial –que embandera Miguel Galuccio, CEO de YPF– es razonable. Es necesario un nuevo marco que contemple el potencial de los yacimientos de shale oil y shale gas, donde Argentina figura entre los países productores con más reservas. Y para el desarrollo de estos yacimientos –y también para la producción de cuencas maduras o para el off shore– resulta ineludible atraer inversiones porque los costos y los riesgos son crecientes. También es valorable la unificación y uniformidad de los procedimientos y contratos de concesión entre las diferentes provincias. Pero estas premisas son las que, según los críticos de la nueva ley, esconden las principales trampas de la nueva legislación. Según sus detractores, la ley apunta, básicamente, a acelerar la llegada de dólares para apoyar el proyecto de la nacionalizada YPF en la cuenca neuquina y para solucionar la restricción externa que hoy atraviesa la economía. Y en su necesidad de asegurar un horizonte legal suficientemente “atractivo” para esas inversiones pierde de vista cuestiones de más largo plazo. “Esta ley es incompleta, no crea consensos de largo aliento y no trata temas de fondo”, sentencia Gerardo Rabinovich, vicepresidente del Instituto Argentino de la Energía (IAE), que ayudó a preparar el dictamen de minoría de la UCR. “En un contexto de caída de reservas y producción de la Argentina, no logra revertir esta situación. Cambia muy poco a pesar de todo lo que entrega”. La oposición rechaza el otorgamiento de beneficios extraordinarios para las empresas que se asocien o decidan explotar los recursos. La nueva ley amplía las ventajas del decreto sobre el régimen de inversión de hidrocarburos (que permitió la entrada de la estadounidense Che vron en Vaca Muerta), aumenta el periodo de concesión y permite prórrogas sucesivas de 10 años en el período de explotación (ver “Las modificaciones: punto por punto”). “Uno de los principales errores, además de la posibilidad de obtener prórrogas hasta agotar recursos, es que la renovación después de finalizado el período de concesión –cuando ya están más claras las reservas probadas– no se realice con una licitación de forma competitiva”, afirma Daniel Montamat, ex secretario de Energía. Cuestión federal Ante los beneficios ampliados para atraer socios e inversores, las provincias productoras pusieron el grito en el cielo cuando se dieron cuenta que su participación en la nueva ley era menor. Los expertos aseguran que la pelea del ejecutivo con los gobernadores de Chubut, Neuquén, Río Negro y Mendoza no parece haber terminado, a pesar del pacto y las modificaciones a último momento del borrador. El enorme potencial de los no convencionales –que llevó a la presidenta Cristina Fernández a comparar a Argentina con Arabia Saudita– atrae la atención de las petroleras y los inversionistas de todo el mundo, y también el de las provincias que disponen de esos recursos. Es una cuestión de soberanía pero también de renta. “La ley parte de una premisa equivocada”, asegura Montamat. “Cree que las inversiones no vienen por una serie de incertidumbres que genera las distintas provincias en sus contratos. Pero no es así. Es la política energética y económica nacional la que ahuyenta las inversiones, y las provincias han sufrido también con ella”. Si bien la reciente caída internacional del precio del petróleo corre un tanto la discusión, un estudio NOAnomics muestra que el modelo de la energía barata no solo desalentó las inversiones energéticas sino que fue bastante nocivo para las provincias. “El costo de la diferencia entre el precio externo y doméstico de los hidrocarburos ha sido asumido fundamentalmente por las provincias productoras que cobran regalías en base al precio interno”, explica. El promedio de regalías cedidas desde 2002 asciende a US$ 1.542 millones anuales. En total, las diez provincias productoras han dejado de percibir US$ 18.500

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millones desde 2002 a 2013. La más perjudicada es Neuquén, que por sí sola da cuenta del 45% de las regalías perdidas. Gerardo Rabinovich insiste en que una ley de hidrocarburos requiere consensos de largo plazo a nivel político y federal. “Se necesita primero una política energética detrás, que asegure el retorno del autoabastecimiento ener – gético y diversifique la matriz y que apunte a una distribución equitativa de la renta”. Las modificaciones: punto por punto

  1. Reserva de áreas: Las provincias y el Estado Nacional no podrán realizar reservas de áreas a favor de entidades o empresas públicas o con participación estatal. En el caso que ya las tengan reservadas, pueden buscar socios pero tienen que comprometerse a invertir para participar el proyecto. De este modo desaparece el “acarreo”, es decir, la participación sin inversión de las empresas provinciales en proyectos de concesionarias privadas.
  2. Período de exploración: Se establecen plazos acotados para el período exclusivo de exploración: hasta 11 años en convencionales (1ra. etapa, 2da. etapa y prórroga) y 13 en no convencionales. Después de un primer período de 3 (convencionales) o 4 años (no convencionales), el permisionario puede decidir si sigue explorando el área o la devuelve al Estado. El otorgamiento de la prórroga está sujeto al cumplimiento del plan de inversiones. Se incrementan los valores del canon durante el período de exploración en beneficio de las provincias.
  3. Pliegos de licitación: Se promueve la unificación de los procedimientos de licitación. Regirá un pliego modelo para todo el país que será confeccionado por la Secretaría de Energía y las provincias.
  4. Concesión de la explotación: Se diferencian y amplían los plazos de concesión: 25 años para convencionales, 30 para offshore y 35 años para no convencionales. En la ley anterior era de 25 años y no se discriminaban los diferentes tipos de explotación. La ley describe y da entidad en un apartado especial al shale oil y al shale gas.
  5. Prórrogas de la concesión: Las concesiones de explotación po – drán solicitar prórrogas por un plazo de 10 años, similar a la ley anterior. No figuran límites al pedido de prórrogas. Esto rige también para los que ya tienen concesiones vigentes que pueden requerir subdividir las áreas en exploración en convencional y no convencional. Las empresas deberán pagar un bono de prórroga a las provincias cuyo monto máximo será igual a multiplicar las reservas comprobadas remanentes por 2% del precio promedio de los últimos dos años.
  6. Regalías: El concesionario de explotación pagará por mes una regalía del 12% sobre la producción en boca de pozo. En cada prórroga, se suma una regalía adicional del 3%, hasta un máximo de 18% para las siguientes renovaciones. Este será el tope máximo también para aquellas áreas ya concesionadas. Este porcentaje puede reducirse hasta 5%. Las alícuotas de regalías serán el único mecanismo de ingreso sobre la producción de hidrocarburos que percibirán las provincias.
  7. Beneficios para los proyectos: El Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación (contemplado en el decreto 929/13) toma forma de ley y amplía su alcance a inversiones superiores a los US$ 250 millones (anteriormente el piso era de US$ 1.000 millones), después de tres años de iniciado el proyecto. Estos proyectos tienen libre disponibilidad de divisas en la exportación de hasta 20% de su producción para proyectos convencionales y no convencionales y 60% en proyectos offshore que superen los 90 metros. También rige un marco especial para permitir la importación de bienes de capital o insumos necesarios.
  8. RSE: En el marco de este régimen, las concesionarias deberán aportar a las provincias productoras 2,5% del monto inicial de inversión en concepto de Responsabilidad Social Empresaria (RSE). La Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas deberá determinar, además, fondos estatales para financiar obras de infraestructura en las provincias.
  9. Legislación ambiental: Nación y provincias se comprometen a establecer una legislación ambiental uniforme, sin más definiciones al respecto.

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