En acuerdo con los gobernadores petroleros, el Gobierno nacional envió ayer al Senado la reforma de la Ley Nacional de Hidrocarburos. El borrador consensuado, con el que también cuentan en estricto off the record las principales compañías operadoras, es que los cambios traerán mayor previsibilidad a la industria.

Uno de los puntos que llevará nuevas negociaciones en el proyecto de ley es el pliego de licitación único. Se modifica el artículo 47 de la Ley 17.319, más conocida como Ley Nacional de Hidrocarburos, donde dice que el pliego modelo será elaborado entre las autoridades de aplicación provinciales y la Secretaría de Energía de la Nación.

“El pliego contendrá las condiciones y garantías a que deberán ajustarse las ofertas y enunciará las bases fundamentales que se tendrán en consideración para valorar la conveniencia de las propuestas, tales como el importe y los plazos de las inversiones en obras y trabajos que se comprometan”, dice la nueva redacción del artículo 47.

La discusión de este pliego es la otra negociación que vendrá, donde se consensuará a nivel nacional el contenido. Actualmente, en Argentina no hay un pliego único y cada provincia realizaba los pliegos con modelos que adoptaba de otros países para convocar a licitación de áreas. Ahora, se unificarán los requisitos y criterios para elegir al ganador de la licitación.

La promoción de inversiones que ya estaba en el Decreto 929 queda plasmada en el texto de la Ley 17.319 y baja la vara para alcanzar más proyectos. En concreto, la promoción consiste en que las empresas tendrán el derecho a comercializar libremente en el mercado externo una parte de la producción de hidrocarburos sin retenciones a las exportaciones.

Para quedar dentro del marco de esa promoción, la operadora debe presentar un plan de inversión de 250 millones de dólares (en el decreto se les exigía 1.000 millones de dólares). Si antes este incentivo aplicaba a partir del quinto año, ahora se baja a tres años. Así se incorpora el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos.

El porcentaje de hidrocarburos respecto del cual se aplicarán los beneficios son del 20% para la explotación convencional y no convencional (cuando se busca petróleo y gas en objetivos de shale, entre otras formaciones descritas también en el nuevo articulado de la ley) y del 60% para la explotación en el mar conocida como offshore.

En los casos que las compañías presenten proyectos de recuperación terciaria de un yacimiento o quiera explotar crudos pesados (menos de 16 grados API) e incluso en algunas iniciativas de offshore, las regalías a pagar pueden reducirse a la mitad, es decir un 6%. “Es mejor el 50% de algo que el 100% de nada”, comentan en la industria.

El sistema de acarreo o “carry” desaparece para las etapas de desarrollo y sólo se permitiría en la exploración. Las empresas públicas provinciales, como G&P de Neuquén o Petrominera en Chubut, tienen que invertir en los casos de que se asocien en un emprendimiento petrolero.

PARA LAS PROVINCIAS

La modificación del artículo 59 de la Ley 17.319 beneficia a las provincias en cuanto a captación de renta en renegociaciones. En los casos de prórroga, las empresas pagarán un máximo de 6% de “regalías extra”. Con esto, podrán existir proyectos que paguen 18% de regalías.

Con este artículo, el Gobierno nacional y las provincias “blanquearon” algo que se viene aplicando. La legislación actual fija las regalías en 12%, por eso las provincias crearon bonos especiales. Parecían regalías y se liquidaban como regalías, pero no podían ser regalías por ley. En Chubut, se llama Bono de Compensación Hidrocarburífero.

Otro de los aspectos incorporados, o “blanqueados”, es el bono de reingreso a las áreas. Esto es un pago que hacen las empresas cuando renegocian un área y extienden su concesión (que por ley ahora será hasta diez años ese plazo). Se calculará según las reservas comprobadas remanentes.