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Modificación de la Ley de Hidrocarburos
Comparación con la legislación de Brasil y
México y efectos a futuro
kpmg.com.ar
Modificación de la Ley de
Hidrocarburos.
Comparación con la
legislación de Brasil y
México y efectos a futuro.
Diciembre de 2014
Modificación de la Ley de Hidrocarburos.
Comparación con la legislación de Brasil y México y efectos a futuro. | 2
I - Introducción
Los hidrocarburos conforman un recurso natural no renovable primordial para el desarrollo económico
de una nación. Las actividades del transporte, la producción de energía y de bienes los utilizan como un
insumo básico, y su disponibilidad es estratégica ya que enmarca la frontera de posibilidades de
producción y expansión para cada una de estas actividades como así también de la economía.
Luego del acuerdo firmado con las provincias integrantes de la Organización Federal de Estados
Productores de Hidrocarburos (OFEPHI)1 el 16 de septiembre de 20142, el Poder Ejecutivo Nacional
(PEN) ha buscado impulsar modificaciones a la vieja Ley de Hidrocarburos (ley N° 17.319) con el
objetivo de mejorar los incentivos a la inversión y producción de estos recursos, y poner el acento en
los procesos de exploración y explotación de recursos no convencionales. De esta manera, se crearon
algunos borradores y proyectos de modificación que terminarían transformándose en ley el pasado 31
de octubre de 2014 (ley N° 27.007).
El presente trabajo busca analizar las modificaciones incorporadas a la ley N° 17.319, efectuar una
comparación con su precursora y con la legislación vigente en otros países (Brasil y México) y dar
cuenta, a la vez, de los posibles efectos que podría tener a futuro sobre el desarrollo del sector y de la
economía en general.
II – El acuerdo marco entre OFEPHI y el Estado nacional del 16 de septiembre de
2014
Las nuevas técnicas de extracción de recursos no convencionales aplicadas a yacimientos con
formaciones rocosas poco permeables (shale oil y shale gas), areniscas compactas (tight sands, tight
gas, tight oil) o capas de carbón han dado lugar a una importante revolución en la industria
hidrocarburífera y han permitido que países como EE.UU. avanzaran sostenidamente hacia la meta del
autoabastecimiento de energía.
El descubrimiento en nuestros suelos de importantes depósitos de hidrocarburos no convencionales
(principalmente shale), con estimaciones de reservas técnicamente recuperables que rondarían los 21
billones de m3 de gas (802 TCF3) y cerca de 27.000 millones de barriles de petróleo4, colocan a la
Argentina en los primeros lugares a nivel mundial en disponibilidades de este recurso, lo que implica
un fuerte desafío y una oportunidad inmejorable para el desarrollo del país.
1 Provincias firmantes: Mendoza, Santa Cruz, Chubut, Neuquén, Río Negro, Salta, Formosa, La Pampa, Jujuy y
Tierra del Fuego.
2 Acuerdo Federal para el Autoabastecimiento de Hidrocarburos. Complemento normativo de las leyes N°
17.319 y N° 26.197 para la explotación no convencional y la promoción de la exploración y explotación de
hidrocarburos (2014).
3 Tera Cubic Feet (27.000 millones de m3).
4 EIA/ARI, World Shale Gas and Shale Oil Resources assessment: Energy Information Administration-ARI (Junio
de 2013).
Modificación de la Ley de Hidrocarburos.
Comparación con la legislación de Brasil y México y efectos a futuro. | 3
A diferencia de los petróleos y gases convencionales, cuyos reservorios se encuentran más cercanos a
la superficie y en capas significativamente más accesibles, los hidrocarburos no convencionales (o
shale) residen o permanecen en lo que se conoce como roca madre o generadora. Una de las
principales características de esta roca es su baja porosidad y permeabilidad, por lo que tanto el gas
como el petróleo en su interior se encuentran atrapados y no pueden desplazarse por el interior de la
formación o escaparse de esta.
Los hidrocarburos, sin distinción, son originarios de esta formación. En el transcurso de milenios, y a
partir de los diversos movimientos de la corteza terrestre, la roca fue resquebrajándose y generó fisuras,
que permitieron la migración de algunos gases y petróleos a capas más elevadas, porosas y permeables,
de las cuales hoy se extraen lo que conocemos como hidrocarburos convencionales. El resto, que quedó
atrapado en la roca madre y no pudo ascender a capas más elevadas y finas, es lo que conocemos como
no convencionales.
No obstante, tal como afirma el acuerdo marco entre la OFEPHI y el Estado nacional, el éxito en la
explotación de estos recursos no podrá alcanzarse sin una importante reforma o adecuación de las
regulaciones que afectan al sector, o sin la asociación del Estado, que destina cuantiosos recursos a la
importación de los combustibles no producidos localmente, y las provincias, que son las dueñas de los
recursos aún no explotados.
Asimismo, el acuerdo busca ser un complemento de las leyes N° 17.319 y N° 26.197 con el objetivo de
reglar la explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales, la exploración y
explotación off-shore, el establecimiento de requisitos mínimos en los mecanismos de selección de los
permisionarios o concesionarios, el establecimiento conjunto de instrumentos de promoción a esas
actividades y el establecimiento de normas comunes para el cuidado del ambiente, teniendo en cuenta
los siguientes puntos:
1. Plazos para exploración y explotación diferenciados conforme los distintos tipos de yacimiento.
2. Mantenimiento de alícuotas de regalías. Aportes de la industria en el marco de grandes proyectos de
desarrollo, en responsabilidad social empresaria y del Estado nacional para infraestructura.
3. Mecanismos de adjudicación de áreas por licitación competitiva, buscando la mayor concurrencia y
priorizando ofertas que propongan la mayor inversión/actividad exploratoria.
4. Promover programas fiscales y tributarios provinciales y municipales, homogéneos y estables.
5. Mecanismos promocionales para grandes inversiones de empresas nacionales e internacionales.
6. Promover el establecimiento de una legislación ambiental uniforme en materia de cuidado del
ambiente para una explotación sustentable.
Del mismo modo, busca compensar las necesidades de ambas partes. Así, mientras deja de lado el
sistema de acarreo, el cual permitía que las empresas provinciales de energía percibieran un beneficio
automático por la inversión privada, compensa esa quita con nuevos incentivos tales como las
retenciones plus.
Finalmente, y en lo relacionado con los aspectos impositivos que afectan a las provincias, el Anexo I
del mismo acuerdo destaca los siguientes ítems:
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Impuesto sobre los Ingresos Brutos: la alícuota de este impuesto para la actividad de
extracción de hidrocarburos, o aquel que lo sustituya, no podrá superar el tres por ciento (3%),
sin que puedan aplicarse adicionales que consideren el nivel de actividad o la situación
particular del contribuyente.
Impuesto a los Sellos: las provincias no podrán incrementar las alícuotas efectivas del
impuesto, y no se gravarán los contratos financieros que se realicen para estructurar los
proyectos de inversión, garantizar y/o avalar las inversiones.
Otros tributos: las provincias o municipios no podrán gravar a los titulares de permisos y
concesiones con nuevos tributos ni aumentar los existentes, salvo en lo referido a las tasas
retributivas de servicios, las contribuciones de mejoras o el incremento general de los
impuestos.
III – Ley N° 27.007: análisis de la modificación de la Ley de Hidrocarburos N°
17.319.
En este marco fue aprobada la ley N° 27.007, publicada en el Boletín Oficial el 31 de octubre de 2014.
En general, la nueva norma sigue los lineamientos establecidos en el acuerdo marco entre el Estado
nacional y la OFEPHI, como así también el anteproyecto ubicado en el Anexo II del mismo acuerdo. La
nueva ley modifica la N° 17.319 (y la N° 26.197, conocida como “ley corta”), fija nuevos plazos para
las concesiones y las diferencia según el tipo de explotación (convencional o no convencional).
La norma aprobada contiene diversos tópicos de interés. En el cuadro (Cuadro I) se detallan los más
importantes y se efectúa, al mismo tiempo, una comparación con la ley anterior (N° 17.319):
CUADRO I
PUNTOS RELEVANTES DE LA LEY DE HIDROCARBUROS N° 27.007. COMPARACIÓN CON
LEY N° 17.319
Concepto Ítem Ley N° 27.007 Ley N° 17.319
Autoridad de aplicación Autoridad Autoridades de aplicación
provinciales y PEN. No
obstante, la aprobación de los
proyectos queda supeditada a la
Comisión de Planificación y
Coordinación Estratégica del
Plan Nacional de Inversiones
Hidrocarburíferas
PEN
Plazos de exploración Convencional Primer período: hasta 3 años
Segundo período: hasta 3 años
Período de prórroga: hasta 5
años
Primer período: hasta
4 años
Segundo período:
hasta 3 años
Tercer período: hasta 2
años No convencional Primer período: hasta 4 años
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Concepto Ítem Ley N° 27.007 Ley N° 17.319
Segundo período: hasta 4 años
Período de prórroga: hasta 5
años
Período de prórroga:
hasta 5 años
Plataforma
continental /
mar territorial
+ 1 año en cada período
(respecto a los períodos del
convencional)
+ 1 año en cada
período (respecto a los
períodos del
convencional)
Concesión de la
explotación
Convencional 25 años (prórroga de 10 años) 25 años para todo tipo
de explotación, con
una prórroga de 10
años.
No convencional 35 años (plan piloto de 5 años y
prórroga de 10 años)
Plataforma
continental /
mar territorial
30 años (prórroga de 10 años)
Área de exploración Convencional /
no convencional
No excedan las 100 unidades
(unidad = 100 km2)
No excedan las 100
unidades.
Plataforma
continental /
mar territorial
No excedan las 150 unidades
(unidad = 100 km2)
No excedan las 150
unidades.
Canon y regalías Canon y otros
pagos
Además de las regalías, se actualizan los montos del
canon por km2 de la ley N° 17.319 para el período base y
período de prórroga, tanto para los permisos de
exploración como para las concesiones de explotación
Regalías (petróleo
y gas)
12% sobre lo producido en boca
de pozo, que podrá ser reducido
hasta el 5% teniendo en cuenta
la productividad, las
condiciones y la ubicación de
los pozos. Asimismo, la regalía
podrá sufrir incrementos del 3%
por la extensión concedida por
los estados provinciales, y con
un tope del 18%.
12% sobre lo
producido en boca de
pozo, que podrá ser
reducido hasta el 5%
teniendo en cuenta la
productividad, las
condiciones y la
ubicación de los
pozos.
Mecanismos de
adjudicación
Adjudicación Mediante concursos por
licitación. La Nación y las
provincias acordarán pliegos
modelo para lograr uniformidad.
Se busca eliminar las reservas
de áreas a nivel provincial y
nacional. Se busca eliminar el
acarreo como mecanismo de
concesión de áreas. La
Mediante concursos
(la provincia es la
encargada de
confeccionar el pliego
respectivo). Se
establecen zonas
reservadas para ser
exploradas y
explotadas por las
empresas provinciales.
Modificación de la Ley de Hidrocarburos.
Comparación con la legislación de Brasil y México y efectos a futuro. | 6
Concepto Ítem Ley N° 27.007 Ley N° 17.319
participación queda atada a las
inversiones.
Bonos de prórroga Explotación
convencional
Igual a la resultante de
multiplicar las reservas
comprobadas remanentes al
final de 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.
Explotación no
convencional
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.
Régimen de promoción
de inversiones
Proyectos que se
incorporan al
decreto N°
929/2013
(Acuerdo YPF –
Chevron)
Incorpora al decreto del PEN N°
929/2013 los proyectos que
impliquen una inversión no
menor a US$ 250 millones
durante sus primeros 3 años.
El decreto 929/2013
establece beneficios
(básicamente
facilidades para girar
divisas al exterior o
exportar hasta un 20%
del petróleo sin pagar
aranceles ni
retenciones) a partir de
inversiones no
inferiores a los US$
1000 millones.
Beneficios del
decreto PEN N°
929/2013
Reconocibles a partir del 3er año
de ejecución y aplicables al 20%
de la producción de los
hidrocarburos no
convencionales, al 20% de los
convencionales y al 60% del off-
shore.
Estímulos a la inyección
excedente de gas
Objetivo El gobierno nacional
administrará el Programa de
Estímulo a la Inyección
Excedente de Gas Natural
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Concepto Ítem Ley N° 27.007 Ley N° 17.319
(resolución N° 1/13) y el
Programa de Estímulo a la
Inyección de Gas Natural para
Empresas con Inyección
Reducida (resolución N° 60/13).
Responsabilidad social
empresaria (RSE)
Inversión Empresas: 2,5% del monto
inicial de la inversión (para
RSE).
Estado: otro monto a ser
determinado según la magnitud
del proyecto para financiar
infraestructura.
Bienes de capital Tributos sobre
importaciones
Aquellos especificados en el
decreto 927/2013 (bienes de
capital comprendidos en las
posiciones arancelarias).
Medioambiente Gestión ambiental El Estado nacional y las
provincias propenderán al
establecimiento de una
legislación ambiental uniforme
que abarque las tareas de
exploración, explotación y
transporte.
Las provincias son las
únicas responsables de
la protección del
medioambiente.
Fuente: elaboración propia sobre la base de las leyes N° 17.319 y N° 27.007
La primera modificación incluida en la nueva ley versa sobre los plazos de exploración. Si bien en este
aspecto la ley N° 27.007 no ha sufrido grandes modificaciones, cabe destacar la distinción que hace
según el tipo de hidrocarburo a explorar y da mayores plazos al recurso no convencional. Asimismo, se
han extendido en un año los plazos referidos al período básico y la prórroga.
En relación con las concesiones para la explotación, la nueva ley es coherente con lo estipulado para
los plazos de exploración, es decir, diferencia estos permisos en función del tipo de explotación o
recurso a extraer (convencional y no convencional), al tiempo que otorga mayores plazos a los proyectos
no convencionales y a los de la plataforma continental o mar territorial. 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 la
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 años de duración cada una de ellas. No obstante, la respectiva solicitud deberá presentarse con una
antelación no menor a un año al vencimiento de la concesión.
Con respecto al pago del canon y las regalías, la nueva ley mantiene los porcentajes estipulados en la
anterior, ley N° 17.319 (es decir, 12% sobre lo producido al mes), y destaca el derecho de las provincias
a aumentarlo en un 3% por vez y con un tope del 18%. Tanto en una versión de la ley como en la otra,
el Estado nacional se arroga el derecho de reducir el porcentaje de regalías teniendo en cuenta la
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productividad del permisionario, las condiciones y la ubicación de los pozos, pero solo hasta alcanzar
el 5%. Del mismo modo, la ley N° 27.007 deroga el Art. 62 de la ley N° 17.319 sobre regalías aplicables
a la producción de gas natural (que, según la vieja ley, era también del 12%).
La modificación a la ley N° 17.319 introduce el concepto de bono de prórroga, que, según estipula la
norma, es aplicable solo en los casos en los que se extienda (o prorrogue) el período básico otorgado al
permisionario y cuyo monto máximo a pagar surgirá del resultado de multiplicar las reservas
comprobadas remanentes al final de período de vigencia de la concesión, por el 2% del precio promedio
de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los dos años anteriores al momento del
otorgamiento de la prórroga. Este bono es aplicable tanto a la explotación de hidrocarburos
convencionales como no convencionales.
En cuanto a los mecanismos de adjudicación, si bien la modificación a la ley N° 17.319 no efectúa
grandes cambios, sí promueve la conformación de pliegos uniformes y la eliminación de reservas de
áreas tanto a nivel nacional como provincial. Asimismo, se busca eliminar el acarreo (es decir, la
participación de las empresas provinciales sin inversión), de tal forma que la participación quede atada
a la inversión.
Un punto importante y destacable de la nueva ley es la inclusión de un régimen de promoción de
inversiones, el cual conforma un claro incentivo a la inversión y producción de hidrocarburos. Por
medio de los artículos referidos a este régimen (Art. 19 y 20), se incorporan al decreto del Poder
Ejecutivo Nacional N° 929/2013 (Acuerdo YPF-Chevron) los proyectos con inversiones no menores a
los US$ 250 millones (distribuibles a lo largo de los primeros tres años). De esta manera, tales proyectos
podrán aprovechar los beneficios estipulados en el decreto, principalmente aquellos orientados a
facilitar el giro de divisas y la posibilidad de exportar hasta el 20% del recurso producido sin tener que
abonar aranceles o sufrir retenciones. No obstante, la nueva ley conviene que tales beneficios podrán
ser utilizados a partir del tercer año de ejecución y solo para el 20% de la producción de hidrocarburos
convencionales o no convencionales o para el 60% de lo producido off-shore.
Finalmente, deben destacarse los cambios implementados en materia de responsabilidad social
empresaria (RSE) y medioambiente (MA). En relación a RSE, la nueva ley obliga a las empresas a
aportar el 2,5% del monto inicial de cada proyecto de inversión a las provincias, que será destinado a
este ítem. Asimismo, obliga al Estado nacional a desembolsar una suma a determinar por la Comisión
de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas, la que
dependerá de la magnitud de cada proyecto. En este caso, los fondos serán destinados a infraestructura.
Con respecto a MA, tanto el Estado nacional como las provincias se comprometen a establecer un
cuerpo normativo uniforme referido a medioambiente, con el objetivo de que las tareas de exploración,
explotación y transporte de hidrocarburos se efectúen con el mínimo impacto ambiental posible.
En el Anexo I al presente trabajo se adjunta el Cuadro II, el cual busca efectuar una breve comparación
entre las leyes vigentes en materia de hidrocarburos. Para el caso, se comparan las versiones de
Argentina, Brasil y México.
IV - Efectos económicos esperados de la ley N° 27.007:
La nueva ley busca, al menos en principio, generar los incentivos requeridos por el sector para el
aumento de la producción de hidrocarburos y se orienta principalmente a los recursos no
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convencionales, los cuales se cree que son significativamente cuantiosos en nuestro país5. Como se
destacó en los párrafos anteriores, la incorporación de proyectos con inversiones menores a US$ 1000
millones (pero no menores a US$ 250 millones) a los beneficios derivados del decreto del PEN
929/2013 conforma una política que va en ese sentido. La exención de impuestos a la exportación para
el 20% de lo producido y ciertas facilidades para el giro de divisas podrían operar positivamente sobre
el total de fondos destinados a la inversión en proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos
como así también a su producción.
Asimismo, el aumento de los plazos de exploración y explotación para el caso de los recursos no
convencionales (debido al mayor tiempo requerido hasta obtener volúmenes de producción de magnitud
y donde el payout del pozo es, por lo general, de un plazo promedio mayor a los diez años), pone de
relieve la significancia que este tipo de recurso tiene para el desarrollo futuro de nuestro país, que, a
partir de esta ley, busca recorrer también un camino sólido hacia el autoabastecimiento (lo que redituará
sobre las cuentas fiscales y comerciales, sanearía el actual déficit energético y haría que el país pasara
de ser importador neto de energía a exportador).
Prueba de ello es también el mantenimiento de las regalías que los concesionarios deberán abonar al
Estado por la producción efectiva. No obstante, se espera que el valor nominal de lo producido
aumente conforme se derramen los efectos positivos de esta nueva ley y que los ingresos fiscales, por
ende, sigan el mismo camino en un futuro cercano. Asimismo, se toman ciertos recaudos para
asegurar la provisión al mercado interno (por ejemplo, los beneficios del decreto del PEN 929/2013
son solo aplicables a una porción de la producción) y la estabilidad en los precios locales.
Finalmente, pueden destacarse las iniciativas referidas a responsabilidad social empresaria y
medioambiente. En tanto la primera de estas busca generar, a partir de la inversión, derrames positivos
sobre la infraestructura y las comunidades provinciales por medio de los aportes que deberán consignar
tanto las empresas como el Estado nacional, la segunda busca dar respuesta a las actuales
preocupaciones sobre los métodos utilizados para explotar los recursos hidrocarburíferos
(principalmente el fracking o fracturación hidráulica) y su impacto ambiental.
V - Conclusión
La ley N° 27.007 es un reflejo del acuerdo establecido por la Nación y la OFEPHI el pasado 16 de
septiembre que da respuestas claras a las necesidades del país en materia energética. En ese sentido,
se han acortado los plazos de exploración (un año en relación con el texto anterior) y redefinido los de
explotación, lo que otorga una mayor importancia al recurso no convencional.
Asimismo, el nuevo texto incluye legislación específica referida a la explotación de hidrocarburos no
convencionales, los cuales son entendidos como aquellos hidrocarburos líquidos o gaseosos que han
sido extraídos mediante técnicas de estimulación no convencional, y aplicadas a yacimientos
ubicados en formaciones geológicas de rocas de esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas
compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) o caracterizados por
la presencia de rocas de baja permeabilidad.
5 La Administración de Información de Energía de los EE.UU. (EIA), en un informe elaborado en 2013, estima
que nuestro país es el tercer productor potencial de hidrocarburos no convencionales, detrás de China y
EE.UU.
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De la misma ley pueden extraerse los beneficios económicos a los que está orientada. En ese sentido,
por ejemplo, la ley estipula que los beneficios derivados del decreto del PEN 929/2013 alcanzarán al
20% de la producción de hidrocarburos para los proyectos en tierra (sean estos de producción
convencional o no convencional) y al 60% para los proyectos off-shore o costa afuera. De esta manera,
es previsible concluir que las empresas petroleras podrán destinar esos porcentajes a la exportación, ya
que el decreto del PEN 929/2013 estipula una alícuota del 0% para ese límite, lo cual conforma un claro
incentivo.
Además, la ley propicia la adopción de un tratamiento fiscal uniforme que promueva las actividades
hidrocarburíferas a desarrollarse en los territorios provinciales.
Sin duda, Argentina se encuentra ante una oportunidad sin precedente. Las modificaciones a la
legislación sobre hidrocarburos serán muy importantes de cara al futuro de la industria en Argentina.
El desarrollo de recursos no convencionales requiere de inversiones millonarias, por lo que esta
adecuación a la legislación vigente es un primer paso para atraer los capitales que permitan lograr dicho
objetivo. Por último, cabe señalar que lograr el autoabastecimiento energético es una meta clave para
el desarrollo sustentable del país.
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Anexo I: análisis comparativo de la ley N° 27.007. Los casos de Brasil y México
El Cuadro II, a continuación, busca efectuar una comparación con leyes de hidrocarburos de
otros países:
CUADRO II
LEY DE HIDROCARBUROS N° 27.007: COMPARACIÓN CON OTROS PAÍSES
Concepto Ítem Argentina (ley
N° 27.007)
Brasil (ley N°
9.478/97)
México (Ley de
Ingresos sobre
Hidrocarburos)
Autoridad de
aplicación
Ídem Autoridades de
aplicación
provinciales y
PEN. No
obstante, la
aprobación de los
proyectos queda
atada a la
Comisión de
Planificación y
Coordinación
Estratégica del
Plan Nacional de
Inversiones
Hidrocarburíferas
Asociación
Nacional del
Petróleo (ANP),
dependiente del
Ministerio de Minas
y Energía.
Secretaría de Hacienda
y Crédito Público;
Servicio de
Administración
Tributaria, y Fondo
Mexicano del
Petróleo, en
coordinación con la
Secretaría de Energía
y Comisión Nacional
de Hidrocarburos.
Plazos de
exploración
Convencional Primer período:
hasta 3 años
Segundo período:
hasta 3 años
Período de
prórroga: hasta 5
años
De 3 a 7 años (o en
función del
programa de
exploración
acordado)
60 meses (fase de
exploración)
No
convencional
Primer período:
hasta 4 años
Segundo período:
hasta 4 años
Período de
prórroga: hasta 5
años
Plataforma
continental /
mar territorial
+ 1 año en cada
período (respecto
al período de los
convencionales)
Por las
características de
las cuencas
sedimentarias del
Brasil, el mayor
potencial de reserva
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Concepto Ítem Argentina (ley
N° 27.007)
Brasil (ley N°
9.478/97)
México (Ley de
Ingresos sobre
Hidrocarburos)
se encuentra en
aguas profundas y
ultraprofundas.
Primer período: 3
años
Segundo período:
de 2 a 3 años
Tercer período: de
3 años
El paso de una
etapa a la otra
requiere del
cumplimiento de al
menos el 50% de
los objetivos fijados
en la anterior.
Concesión de la
explotación
Convencional 25 años (prórroga
de 10 años)
Hasta 34 años,
incluida la etapa de
exploración (de 3 a
7 años) y la de
explotación (de 23
a 27 años).
Asimismo, es
posible acordar un
tiempo de extensión
o prórroga para el
caso de los campos
o yacimientos
maduros.
Del mes 61 al final de
la concesión o contrato
(fase de producción o
extracción) No
convencional
35 años (plan
piloto de 5 años, y
prórroga de 10
años)
Plataforma
continental /
mar territorial
30 años (prórroga
de 10 años)
Área de
exploración
Convencional /
no convencional
No excedan las
100 unidades
(unidad = 100
km2)
Las áreas de
asignación son
definidas por la
autoridad de
aplicación para cada
contrato en particular. Plataforma
continental /
mar territorial
No excedan las
150 unidades
(unidad = 100
km2)
Bloques de
aproximadamente
600 km2
Canon y regalías Canon y otros
pagos
Además de las
regalías, se
actualizan los
montos del canon
por km2 de la ley
La Ley del Petróleo
(N° 9478/97)
especifica que los
concesionarios
están obligados a
Las empresas que
obtengan los permisos
de exploración y
producción deberán
abonar
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Concepto Ítem Argentina (ley
N° 27.007)
Brasil (ley N°
9.478/97)
México (Ley de
Ingresos sobre
Hidrocarburos)
N° 17.319 para el
período base y
período de
prórroga, tanto
para los permisos
de exploración
como para las
concesiones de
explotación.
pagar bonos de
asignación,
regalías,
participaciones
especiales del
gobierno y pagos
para retener la
concesión del área.
contraprestaciones e
impuestos (las
primeras destinadas al
Fondo Petrolero y las
segundas a la
Secretaría de Hacienda
y Crédito Público)
Contraprestaciones:
- Bono a la firma de la
concesión (cuyo
monto es determinado
en el momento de la
licitación).
- Cuota contractual
para la fase
exploratoria (por km2).
- Cuota contractual
para la fase de
extracción (por km2).
- Regalías sobre el
precio de los
hidrocarburos
extraídos (mensual)
- Otras
contraprestaciones
(tasas aplicables sobre
la utilidad operativa y
sobre el valor
contractual de los
hidrocarburos)
Regalías
(petróleo y gas)
12% sobre lo
producido en boca
de pozo, que
podrá ser
reducido hasta el
5% teniendo en
cuenta la
productividad, las
condiciones y la
ubicación de los
pozos. Asimismo,
En caso de que la
exploración sea un
éxito, la empresa se
compromete a
pagar del 5% al
10% en regalías
(por mes). No
obstante, en campos
con grandes
volúmenes de
producción la tasa
Las regalías (R)
dependen del precio
contractual (PC) del
recurso,
Petróleo:
Si PC es inferior a los
US$ 48 por barril, se
aplicará un 7,5%.
Modificación de la Ley de Hidrocarburos.
Comparación con la legislación de Brasil y México y efectos a futuro. | 14
Concepto Ítem Argentina (ley
N° 27.007)
Brasil (ley N°
9.478/97)
México (Ley de
Ingresos sobre
Hidrocarburos)
la regalía podrá
sufrir incrementos
del 3% por la
extensión
concedida por los
estados
provinciales, con
un tope del 18%.
puede variar entre
el 10% y el 40%
(sobre los ingresos
netos de
producción).
Si PC es mayor o igual
US$ 48, la regalía será
determinada por la
siguiente expresión:
R= [(0.125*PC)+1.5]%
Gas natural asociado
En todos los casos las
regalías serán
determinadas según la
siguiente expresión:
R=PC/100
Gas natural no
asociado
Si PC es menor a US$
5 se aplicará una tasa
del 0%.
Si PC es mayor a US$
5 pero menor a US$S
5,5 la tasa a aplicar
será:
R = [(PC – 5)*0,65/PC]%
Si PC es mayor a US$
5,5 se aplicará
R= PC/100
Condensados
Si PC es menor a US$
60, se aplicará una
regalía del 5%.
Si PC es mayor a US$
60, la regalía se
determinará a partir de,
R= [(0,125*PC)-2,5]%
Mecanismos de
adjudicación
Ídem Mediante
concursos por
licitación. La
Nación y las
provincias
En general,
concesión por
medio de licitación
pública con
difusión en tiempo
Concurso por
licitación, previa
aprobación de la
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
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Concepto Ítem Argentina (ley
N° 27.007)
Brasil (ley N°
9.478/97)
México (Ley de
Ingresos sobre
Hidrocarburos)
acordarán pliegos
modelo para
lograr
uniformidad. Se
busca eliminar las
reservas de áreas
a nivel provincial
y nacional. Se
busca eliminar el
acarreo como
mecanismo de
concesión de
áreas. La
participación
queda atada a las
inversiones.
real por Internet.
No obstante, en las
áreas pre sal y
estratégicas la Ley
permite el uso del
régimen de
producción
compartida.
Asimismo, cabe
destacar que
Petrobras mantiene
gran parte de las
áreas con reservas
probadas de
petróleo y gas.
(excepto Pemex o
empresas públicas, las
que pueden acceder al
derecho de manera
directa hasta el 2017
sin prórroga).
Hay salvedades para el
caso de la explotación
minera destinada a la
producción de gas
natural. En estos
casos, la asignación
puede ser directa (sin
licitación, Art. 27).
Bonos de prórroga Explotación
convencional
Igual a la
resultante de
multiplicar las
reservas
comprobadas
remanentes al
final de período
de vigencia de la
concesión por el
2% del precio
promedio de
cuenca aplicable a
los respectivos
hidrocarburos
durante los dos
años anteriores al
momento del
otorgamiento de
la prórroga.
La Ley del Petróleo
(N° 9478/97)
especifica que los
concesionarios
están obligados a
pagar bonos de
asignación,
regalías,
participaciones
especiales del
gobierno y pagos
para retener la
concesión del área.
Explotación no
convencional
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
Modificación de la Ley de Hidrocarburos.
Comparación con la legislación de Brasil y México y efectos a futuro. | 16
Concepto Ítem Argentina (ley
N° 27.007)
Brasil (ley N°
9.478/97)
México (Ley de
Ingresos sobre
Hidrocarburos)
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.
Régimen de
promoción de
inversiones
Proyectos que
se incorporan al
decreto PEN N°
929/2013
(Acuerdo YPF –
Chevron)
Incorpora al
decreto del PEN
N° 929/2013 los
proyectos que
impliquen una
inversión no
menor a los US$
250 millones
durante sus
primeros 3 años.
Las empresas
concesionarias de
grandes campos son
obligadas a aportar
entre el 1% y el 2%
de sus ingresos a
investigación y
desarrollo. Si bien
en la mayor parte
de los casos el
aporte es siempre
más cercano al 2%,
es importante
destacar que, en
estos casos, existen
importantes
incentivos fiscales
(deducciones al
monto invertido por
cuenta de
inversiones en
innovación
tecnológica).
La ley, en su capítulo
VI (De la cobertura
Social y el desarrollo
de la industria
nacional), contempla
la promoción de
inversiones al sector,
principalmente en lo
referido a
infraestructura.
Beneficios del
decreto PEN N°
929/2013
Reconocibles a
partir del 3er año
de ejecución y
aplicables al 20%
de la producción
de los
hidrocarburos no
convencionales, al
20% de los
convencionales y
al 60% del off-
shore.
Estímulos a la
inyección
excedente de gas
Objetivo El gobierno
nacional
administrará el
Programa de
Estímulo a la
Inyección
Modificación de la Ley de Hidrocarburos.
Comparación con la legislación de Brasil y México y efectos a futuro. | 17
Concepto Ítem Argentina (ley
N° 27.007)
Brasil (ley N°
9.478/97)
México (Ley de
Ingresos sobre
Hidrocarburos)
Excedente de Gas
Natural
(resolución N°
1/13) y el
Programa de
Estímulo a la
Inyección de Gas
Natural para
Empresas con
Inyección
Reducida
(resolución N°
60/13).
Responsabilidad
social empresaria
Inversión Empresas: 2,5%
del monto inicial
de la inversión
(para RSE).
Estado: otro
monto a ser
determinado
según la magnitud
del proyecto para
financiar
infraestructura.
El capítulo V (Art. 118
al 121) reúne el cuerpo
de normas destinadas a
este punto, y asegura
que antes de la
asignación de un área,
la Secretaría de
Energía conducirá un
estudio de impacto
social que dará luego a
conocer a todos los
licitantes.
Bienes de capital Tributos sobre
Importaciones
Aquellos
especificados en
el decreto
927/2013 (bienes
de capital
comprendidos en
las posiciones
arancelarias).
A través del
conocido “beneficio
de Repetro” el
gobierno exceptuó
de impuestos a
aquellos bienes de
capital importados
requeridos para la
actividad de
exploración. Si bien
existe una tendencia
a cambiar este
beneficio para los
bienes que no
agregan valor a la
exploración (con el
objetivo de
aumentar la
recaudación), este
continúa.
Modificación de la Ley de Hidrocarburos.
Comparación con la legislación de Brasil y México y efectos a futuro. | 18
Concepto Ítem Argentina (ley
N° 27.007)
Brasil (ley N°
9.478/97)
México (Ley de
Ingresos sobre
Hidrocarburos)
Medioambiente Gestión
ambiental
El Estado
nacional y las
provincias
propenderán al
establecimiento
de una legislación
ambiental
uniforme que
abarque las tareas
de exploración,
explotación y
transporte.
Según la Ley de
Petróleo, la ANP
(entidad
reguladora)
establece las
normas
económicas,
jurídicas y técnicas
para que toda la
actividad
exploratoria, de
explotación y de
transporte sea
rigurosamente
controlada y tenga
el mínimo impacto
ambiental.
El capítulo VII (Art.
129 al 130) reúne el
cuerpo de normas
destinadas al cuidado
del medioambiente y
la seguridad industrial.
Fuente: elaboración propia sobre la base de la ley N° 27.007 (Ley de Hidrocarburos de Argentina), ley N° 9478/97
(Ley de Petróleo de Brasil) y Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos de México.
Modificación de la Ley de Hidrocarburos.
Comparación con la legislación de Brasil y México y efectos a futuro. | 19
Referencias
Acuerdo OFEPHI – Nación - Acuerdo Federal para el autoabastecimiento de hidrocarburos.
Complemento Normativo de las Leyes 17.319 y 26.197 para la explotación no convencional y la
promoción de la exploración y explotación de hidrocarburos. (2014).
Campodónico, H. - RRNN e Infraestructura: La Gestión de la Industria de hidrocarburos con
predominio de empresas del estado. CEPAL (2007)
Cecchi, J. y Mathias, M. – El Nuevo Marco Regulatorio de la Industria del Gas Natural en Brasil. XIII
Reunión Anual Iberoamericana de Energía (2009).
InfoLeg – Legislación Argentina sobre Hidrocarburos: Ley N° 17.319; Ley N°26.197 y Ley N°27.007.
(2014).
KPMG – Estudio económico sobre recursos convencionales, shale oil & shale gas en Argentina:
situación actual y perspectivas. KPMG (2014).
Ley N° 9478/97 (Ley de Petróleo de Brasil), disponible en:
http://www2.camara.leg.br/legin/fed/lei/1997/lei-9478-6-agosto-1997-365401-norma-pl.html
Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (México), disponible en:
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5355989&fecha=11/08/2014
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