Cristina acordó con gobernadores los cambios a la Ley de Hidrocarburos

Las partes finalmente llegaron a buen puerto, luego de cinco meses de tironeos por las diferencias en la reforma de la Ley de Hidrocarburos, donde los gobernadores rechazaban dejar de participar de las inversiones con empresas provinciales, cuestión que les costó la exclusión de los planes de refinanciación de deudas.

Jorge Sapag (Neuquén), el gobernador con mayor poder en el sector energético y quien más beneficios encontró con YPF con Vaca Muerta, se refirió a la reunión y sostuvo que “hubo mucha tensión porque fueron largas tratativas”.

En diálogo con la local LU5, el mandatario declaró que “al principio no fuimos comprendidos en todo lo que estábamos defendiendo, que era el respeto a los derechos adquiridos por la Provincia a través de las empresas públicas provinciales”.

“Objetivos tenemos los mismos con Nación, que tienen que ver con el crecimiento, ahorrar divisas, sustituir importaciones, generar más trabajo, atraer inversiones y poner en marcha el crecimiento del petróleo en la República Argentina. Coincidimos en objetivos, pero siempre cuando se trata de estrategias Nación tiene una mirada y las provincias otra”, dijo el neuquino.

Además, agregó que “hay que compatibilizar y llegar a acuerdos. Anoche llegamos a un nuevo texto, suprimimos algunos artículos, incorporamos otras, garantizamos los derechos de las distintas provincias, que no es fácil. Con esta reforma que son 30 artículos se procura actualizar y modernizar la ley 17.619 que desde el año 1967 merecía una complementación”.

Del mismo modo, explicó que con lo acordado se establecen “nuevos plazos para los no convencionales con 35 años que establece la posibilidad de prórroga. Se estableció un bono de ingreso a la prórroga de un 2%. En el caso de los beneficios para proyectos de más de 250 millones de dólares tienen hasta el 20% para exportar sin retenciones. También habrá un monto para las provincias del 2,5% de responsabilidad social empresaria sobre el total de la inversión inicial del proyecto y los fondos de infraestructura necesarios contemplados por el presupuesto nacional para las obras que requiere cualquier proyecto importante en las provincias”.

“Están contemplados los distintos aspectos, hay un artículo que busca adaptar normas para el tratamiento ambiental en toda la República y cada provincia tiene su ley, como también la uniformidad en materia tributaria de ingresos brutos”, aclaró y añadió que “no logramos todo lo que queríamos ni la Nación ni las provincias. Llegamos a un punto de equilibrio que defendemos la autoridad nacional y las autonomías provinciales”.

Principales puntos

Además de lo explicado por el Gobernador de Neuquén, el sitio elinversoronline.com publicó los principales puntos del acuerdo alcanzado.

El artículo 21 establece que los “Proyectos de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos” que sean aprobados en el futuro por la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas deberán abonar los siguientes aportes a las provincias productoras:

a) Un 2,5% del monto de inversión inicial del proyecto, dirigido a Responsabilidad Social Empresaria (RSE), a ser aportado por las empresas.

b) Un monto a ser determinado por la Comisión (que responde al ministro de Economía, Axel Kicillof), en función de la magnitud y alcance del proyecto de inversión para financiar obras de infraestructura en las provincias productoras, a ser aportado por el Estado Nacional.

El artículo 29 instituye que las Autoridades de Aplicación de las provincias y la Secretaría de Energía de la Nación confeccionarán dentro de los 180 días a contar desde el inicio de vigencia de la ley, un pliego modelo que podrá ser revisado y actualizado periódicamente según la oportunidad y conveniencia de los concursos. El pliego modelo contemplará los términos y condiciones generales aplicables a los concursos, incluyendo entre otras, las garantías a las que deberán ajustarse las ofertas, el alcance de las inversiones y los ingresos que eventualmente pudieran corresponder a las respectivas Autoridades Concedentes.

Por otro lado, se incorporó un Anexo 1, que funciona como un pacto fiscal entre la Nación y las provincias, a través del cual los distritos petroleros se comprometen a que la alícuota del Impuesto a los Ingresos Brutos para la actividad de extracción de hidrocarburos no podrá superar el 3%. Además, se establece que las provincias y municipalidades no podrán gravar a sus titulares con nuevos tributos ni aumentar los existentes. Y que las gobernaciones no incrementarán las alícuotas efectivas del impuesto de sellos que se encuentren en vigencia a la fecha, comprometiéndose a no gravar los contratos financieros que se realicen al estructurar los proyectos de inversión.

También se incorporó el artículo 58 bis, que contempla que la Autoridad de Aplicación podrá establecer para las prórrogas de concesiones de explotación, el pago de un bono de prórroga cuyo monto máximo será 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.

Asimismo, para los casos de realización de actividades complementarias de explotación convencional de hidrocarburos, a partir del vencimiento del periodo de vigencia de la concesión oportunamente otorgada y dentro de la concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, la Autoridad de Aplicación podrá establecer 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 periodo 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 años anteriores al momento del otorgamiento de la concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos.

Por último, la prórroga de concesiones fija que 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) que 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 10 años de duración cada una de ellas. Una vez agotados dichos plazos de prórroga, los titulares de las concesiones de explotación podrán solicitar nuevas prórrogas, debiendo dar cumplimiento a las condiciones de prórroga establecidas en la presente ley.