Reforma “modelo Chevrón”
La fuerza motora de la reforma a la ley de hidrocarburos tiene nombre: Vaca Muerta, y un antepasado inmediato que aporta el apellido: el acuerdo firmado entre YPF y Chevrón un año atrás. La ley incorpora los principales puntos del decreto presidencial que le dio marco al acuerdo, pero sobre una base de inversión cuatro veces menor: 250.000 millones de dólares para los primeros tres años, en lugar de los 1.000 millones a cinco años del convenio original. Se amplían los plazos de concesión para los nuevos contratos, de 50 años vigentes -prórrogas incluidas- para la exploración y explotación convencional a casi 60 años para la no convencional.
Permite a los actuales concesionarios de petróleo o gas convencional que tengan en sus áreas yacimientos de no convencionales la posibilidad de subdividir el área e iniciar su exploración y posterior explotación con los nuevos plazos mencionados, sin necesidad de licitación previa, con sólo presentar un plan de trabajo y abonar un bono adicional. Así sucedió el año pasado con la renovación de la concesión a YPF del área Loma La Lata – Loma Campana en Neuquén, maniobra que garantizó a Chevrón su permanencia hasta el año 2048. Beneficiando de paso a empresas que desde hace años vienen “haciendo la plancha”, priorizando la liquidación de dividendos antes que las inversiones prometidas, como es el caso del Grupo Petersen de Eskenazi, dueño de la cuarta parte de la YPF “nacional”.
A pesar de que importamos gas para lograr el autoabastecimiento, se habilita a las empresas la exportación de hasta un 20% del total de la producción, sin retenciones y con libre disponibilidad de divisas; 60% en el caso de explotación marítima.
Se favorece la concentración, al eliminar de la ley vigente el tope de cinco permisos de exploración y explotación, en forma directa o indirecta para cada concesionario. Se excluye expresamente a las empresas estatales en la reserva de nuevas áreas: “Las Provincias y el Estado Nacional, cada uno con relación a la exploración y explotación de los recursos hidrocarburíferos de su dominio, no establecerán en el futuro nuevas áreas reservadas a favor de entidades o empresas públicas o con participación estatal, cualquiera fuera su forma jurídica”, iniciativa vinculada a las restricciones fijadas para el “acarreo” o tipo de sociedad con empresas privadas realizado por petroleras estatales provinciales. Ambas medidas destinadas a promover la expansión de YPF S.A., pero también del conjunto de operadoras privadas.
Se plantea un límite del 12% de regalías, reducibles hasta un 5% según ubicación y productividad, un 15% para la primera prórroga y hasta el 18% para las siguientes. Muy por debajo de lo cobrado por la mayoría de países productores de Latinoamérica: Brasil, Bolivia, Venezuela, Colombia, Ecuador, todos con porcentajes cercanos o superiores al 20%. Bolivia, luego de un referéndum de amplia participación ciudadana, nacionalizó la producción de hidrocarburos, estableciendo que “el Estado retendrá el 50% del valor de la producción de gas y del petróleo” distribuido un 18% en concepto de regalías -11% para los departamentos y 7% para el Estado central- y el 32% restante en un impuesto directo a los hidrocarburos, de base imponible idéntica a las regalías.
En Brasil se encuentran alrededor del 40% del valor del crudo extraído; a partir de la reforma impulsada por Dilma Rousseff en el 2013 la distribución entre estados productores y no productores es más equitativa; el 75% se destina a la educación y el 25% a la salud. La ley de hidrocarburos de Colombia, con un gobierno de manifiesta amistad con las empresas, contempla hasta un 25% de regalías. En Perú el cobro se hace en base a dos mecanismos, de acuerdo a la productividad o a los costos, pero en ambos el límite supera al 20%.
En nuestro caso, además, las inversiones de explotación no convencional que ingresen en los primeros tres años a partir de la sanción de la ley, podrán reducir hasta un 25% las regalías durante los diez años siguientes a la presentación del “plan piloto”. Las provincias además se comprometen a un tratamiento fiscal uniforme, fijando un tope del 3% para el cobro de Ingresos Brutos. Las empresas a cambio abonarán el 2,5% de la inversión inicial en concepto de Responsabilidad Social Empresaria, fondos destinados generalmente a desarrollo comunitario. En Neuquén la ley vigente establece un tope del 10,25%.
Escrito por: Por Silvia Ferreyra* *Instituto de Investigación Social Económica y Política Ciudadana
isepci.org.ar
La fuerza motora de la reforma a la ley de hidrocarburos tiene nombre: Vaca Muerta, y un antepasado inmediato que aporta el apellido: el acuerdo firmado entre YPF y Chevrón un año atrás. La ley incorpora los principales puntos del decreto presidencial que le dio marco al acuerdo, pero sobre una base de inversión cuatro veces menor: 250.000 millones de dólares para los primeros tres años, en lugar de los 1.000 millones a cinco años del convenio original. Se amplían los plazos de concesión para los nuevos contratos, de 50 años vigentes -prórrogas incluidas- para la exploración y explotación convencional a casi 60 años para la no convencional.
Permite a los actuales concesionarios de petróleo o gas convencional que tengan en sus áreas yacimientos de no convencionales la posibilidad de subdividir el área e iniciar su exploración y posterior explotación con los nuevos plazos mencionados, sin necesidad de licitación previa, con sólo presentar un plan de trabajo y abonar un bono adicional. Así sucedió el año pasado con la renovación de la concesión a YPF del área Loma La Lata – Loma Campana en Neuquén, maniobra que garantizó a Chevrón su permanencia hasta el año 2048. Beneficiando de paso a empresas que desde hace años vienen “haciendo la plancha”, priorizando la liquidación de dividendos antes que las inversiones prometidas, como es el caso del Grupo Petersen de Eskenazi, dueño de la cuarta parte de la YPF “nacional”.
A pesar de que importamos gas para lograr el autoabastecimiento, se habilita a las empresas la exportación de hasta un 20% del total de la producción, sin retenciones y con libre disponibilidad de divisas; 60% en el caso de explotación marítima.
Se favorece la concentración, al eliminar de la ley vigente el tope de cinco permisos de exploración y explotación, en forma directa o indirecta para cada concesionario. Se excluye expresamente a las empresas estatales en la reserva de nuevas áreas: “Las Provincias y el Estado Nacional, cada uno con relación a la exploración y explotación de los recursos hidrocarburíferos de su dominio, no establecerán en el futuro nuevas áreas reservadas a favor de entidades o empresas públicas o con participación estatal, cualquiera fuera su forma jurídica”, iniciativa vinculada a las restricciones fijadas para el “acarreo” o tipo de sociedad con empresas privadas realizado por petroleras estatales provinciales. Ambas medidas destinadas a promover la expansión de YPF S.A., pero también del conjunto de operadoras privadas.
Se plantea un límite del 12% de regalías, reducibles hasta un 5% según ubicación y productividad, un 15% para la primera prórroga y hasta el 18% para las siguientes. Muy por debajo de lo cobrado por la mayoría de países productores de Latinoamérica: Brasil, Bolivia, Venezuela, Colombia, Ecuador, todos con porcentajes cercanos o superiores al 20%. Bolivia, luego de un referéndum de amplia participación ciudadana, nacionalizó la producción de hidrocarburos, estableciendo que “el Estado retendrá el 50% del valor de la producción de gas y del petróleo” distribuido un 18% en concepto de regalías -11% para los departamentos y 7% para el Estado central- y el 32% restante en un impuesto directo a los hidrocarburos, de base imponible idéntica a las regalías.
En Brasil se encuentran alrededor del 40% del valor del crudo extraído; a partir de la reforma impulsada por Dilma Rousseff en el 2013 la distribución entre estados productores y no productores es más equitativa; el 75% se destina a la educación y el 25% a la salud. La ley de hidrocarburos de Colombia, con un gobierno de manifiesta amistad con las empresas, contempla hasta un 25% de regalías. En Perú el cobro se hace en base a dos mecanismos, de acuerdo a la productividad o a los costos, pero en ambos el límite supera al 20%.
En nuestro caso, además, las inversiones de explotación no convencional que ingresen en los primeros tres años a partir de la sanción de la ley, podrán reducir hasta un 25% las regalías durante los diez años siguientes a la presentación del “plan piloto”. Las provincias además se comprometen a un tratamiento fiscal uniforme, fijando un tope del 3% para el cobro de Ingresos Brutos. Las empresas a cambio abonarán el 2,5% de la inversión inicial en concepto de Responsabilidad Social Empresaria, fondos destinados generalmente a desarrollo comunitario. En Neuquén la ley vigente establece un tope del 10,25%.
Escrito por: Por Silvia Ferreyra* *Instituto de Investigación Social Económica y Política Ciudadana
isepci.org.ar
Para leer texto completo ir a: http://entrerioslibredefrackingchajari.blogspot.com.ar/2014/10/nueva-ley-de-hidrocarburos-argentina.html
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