16 julio, 2021
EL TEMOR DE LAS PROVINCIAS CON BASE PRODUCTIVA CONVENCIONAL ES QUE SE FAVOREZCAN CONDICIONES PARA UNA TRANSFERENCIA DE INVERSIONES HACIA VACA MUERTA
La inminente presentación del proyecto de Ley de Hidrocarburos que elaboró el gobierno -que podría concretarse en los próximos 10 días- empezó a generar movimientos en el arco político de las provincias petroleras.
El más evidente se dio al cierre de esta semana en Chubut con una cumbre sectorial que mantuvieron en Comodoro Rivadavia el gobernador Mariano Arcioni, el intendente Juan Pablo Luque, Jorge ‘Loma’ Ávila, secretario de petroleros privados de Chubut, y Claudio Vidal, su par en el gremio de Santa Cruz. Tres de los principales actores políticos de la cuenca del Golfo San Jorge, uno de los dos mayores polos hidrocarburíferos del país.
Como es sabido, para que el arco político se congregue es porque hay intereses públicos a defender. Uno de ellos es el de las regalías que podrían verse tocadas con la nueva normativa. La otra dinamización probablemente se provoque desde el sector privado que ve amenazado su amplio manejo sobre inversiones con condicionamientos específicos vinculados al decline y otras rigideces que establecería la norma.
Lo cierto es que en Fontana 50 existe preocupación por el impacto que podría generar el proyecto en la región. El ministro de Hidrocarburos, Martín Cerdá, pidió la semana pasada a Ariel Kogan, mano derecha del secretario de Energía Darío Martínez, conocer en detalle el texto que está terminando de definir el Ejecutivo. Dicen que la respuesta fue negativa, aunque sectorialmente el borrador circula.
El temor compartido -o por lo menos ese ese el discurso que motoriza el avispero- tanto por representantes políticos de Chubut y Santa Cruz y referentes sindicales del Golfo es que el proyecto termine motorizando, a mediano plazo, una transferencia de inversiones desde los yacimientos convencionales de la cuenca hacia los campos no convencionales de Vaca Muerta en Neuquén. Parado en ese lugar, Luque declaró a un medio nacional que “la nueva Ley de Hidrocarburos debe contemplar el sostenimiento de inversiones en el Golfo San Jorge”.
Si hay una cosa que viene caracterizando al gobierno de Alberto Fernández es un accionar que lejos de los reproches de ensimismamiento, se vinculan más a escuchar y atender una voz que no es perceptible políticamente para el resto de los actores de la coyuntura nacional, que de hecho no ven venir o no creen posible tales avanzadas, hasta que las tienen encima.
En ese marco ha saltado con privatizaciones como la de la Hidrovía condicionando el comercio de granos y las exportaciones, a prohibir exportar carne, desmantelando los mercados conseguidos por al complejo ganadero; o exigir por decreto que las automotrices produzcan al máximo de su capacidad. Un verdadero desparpajo político e intervencionista al decir de los afectados que termina complicando a cada sector de la economía y la producción, por turnos y a su debido tiempo. Y por supuesto, el plan económico final se desconoce. A esto le teme también el sector hidrocarburífero.
Ahora, el proyecto de ley de promoción de inversiones petroleras entró en la recta final y el Gobierno trabaja para presentarlo en el Congreso cuanto antes, para que las empresas puedan realizar sus presupuestos con la normativa ya aprobada. Cumplir con ese objetivo implicaría tener sancionada la ley antes de que culmine agosto.
Según afirman medios nacionales, el equipo de la Secretaría de Energía, que conduce Darío Martínez, sí les detalló la semana pasada los puntos salientes a los ministros provinciales de la Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (OFEPHI), representantes gremiales y cámaras empresarias, que expresaron sus inquietudes. Por lo cuál, la reacción de Chubut evidentemente tiene que ver con algo que ‘no cierra’.
La nueva ley de incentivos debería estar sancionada antes de septiembre, cuando las petroleras empiezan a cerrar el presupuesto del año entrante. Los tiempos electorales apremian y el Gobierno quiere contar con una amplia mayoría legislativa.
A cargo de Ariel Kogan, virtual número dos de Martínez en Energía, las petroleras fueron convocadas hace 10 días para conocer los principales ejes del proyecto que se impulsa desde el año pasado con la ayuda de técnicos de YPF.
Dos veces anunciado por el presidente Alberto Fernández en la apertura de sesiones ordinarias del Congreso, el texto terminará de ser confeccionado en los próximos días, y una vez que tenga el ok del jefe de Estado y por supuesto de la vicepresidenta, Cristina Fernández de Kirchner, se presentará oficialmente, algo que se sabe sucederá a mediados de julio.
Entre los puntos sensible aparecen las exportaciones. Hasta ahora, cada empresa debe pedir autorización por cada despacho. Esto dificulta conseguir contratos en firme y a largo plazo para sus producciones. El proyecto prevé autorizaciones de exportación garantizadas (AEG) por un 20% de la producción incremental de cada operador. El 80% deberá ser ofrecido al mercado interno.
En el caso que haya producción incremental agregada -es decir, creció la actividad de todo el sector-, cada beneficiario tendrá AEG del 30% sobre su producción incremental, si el crecimiento consolidado oscila entre el 10% y el 30%. Subiría al 40% con producción incremental agregada del 30% al 50%. Por encima de eso, el permiso automático de exportación para cada empresa también será del 50% sobre su producción incremental.
Hay incentivos mayores, según la proporción de la actividad total de la empresa incluida en el régimen de la ley y el nivel de abastecimiento que cada una registre en el mercado interno. También, si renuncia a cualquier reclamo pendiente por incumplimientos del Estado en otros programas.
El Estado, a través de la autoridad de aplicación, se reserva el derecho de dar autorizaciones de exportación adicionales si la demanda doméstica se contrae.
En relación a los precios, el proyecto aplicará al volumen exportable beneficiado (VEB) una retención del 8% sobre el valor que arroje una ecuación entre promedios del precio internacional del crudo (Brent) de los cinco días anteriores, un precio crudo de referencia base (CRB) y un precio de crudo de referencia alto (CRA). Estos dos serían establecidos en la reglamentación de la ley. Si el valor supera el último concepto, correría una tasa del 8 por ciento.
En materia de divisas, el proyecto plantea que los beneficiarios están obligados a ingresar el 50% del VEB, «gozando de libre disponibilidad del porcentaje restante». Las exportaciones adicionales de crudo que hayan sido por fuera del régimen deberán liquidarse en el Mercado Único y Libre de Cambios (MULC), en la condiciones que establezca el Banco Central. También la disponibilidad de divisas sube hasta el 10%, en caso de que esté abastecido el mercado interno. Criterios similares se aplican para las exportaciones de gas.
Otro tema es la institucionalización del Plan Gas -que formalmente termina en 2024- como política de Estado permite sostener una perspectiva de producción creciente y hasta la ilusión de exportar a gran escala dentro de unos años. A fines de 2021 habría un llamado para contractualizar volúmenes de 2025, y así sucesivamente.
Mientras tanto, Energía analiza desde hace más de un mes la convocatoria a una ronda 3 del programa de oferta y demanda de gas, exclusivamente para cada invierno a partir de 2022, y también tiene en estudio elevar el volumen base anual de casi 70 millones de metros cúbicos por día para los usuarios residenciales (a través de las distribuidoras) y las generadoras termoeléctricas (mediante Cammesa).
El inconveniente es que no está asegurada la capacidad de transporte, ya que hay que construir nuevos gasoductos y ampliar los que ya están en operación, obras que llevan no menos de 18 meses.
La norma, además, fija los montos mínimos sobre los que aplicarán los proyectos de inversión. Para almacenaje subterráneo de gas natural, son u$s 30 millones a tres años. Para medianos desembolsos en tratamiento, licuefacción, transporte, comercialización y fabricación de equipos para proyectos de GNL, u$s 50 millones, también a tres años. Para prospectos de explotacion de crudo o gas natural convencionales, costa afuera o con recuperación secuntaria, tres años ídem, u$s 150 millones.
Prevé en u$s 300 millones, a cinco años, el desembolso mínimo para proyectos de industrialización, separación, fraccionamiento, tratamiento, transporte y/o refinación de hidrocarburos y derivados, y en u$s 400 millones aquellos destinados a producción de gas natural o petróleo, ya sea en etapa de piloto o precedentes al momento de recibir el beneficio o a desarrollar en concesiones de explotación no convencional, durante un plazo no menor a los cinco años consecutivos.
Los hombres de ley son escépticos. La sanción de una nueva norma de hidrocarburos fue tema de debate en el Energy Summit 2021 que organizó El Cronista. Pablo Alliani, socio de Bomchil, aseguró que la norma debería «dar un marco nuevo para que las empresas vean estabilidad fiscal y regulatoria hacia adelante». Francisco Romano, socio de Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen, recordó que, para invertir, hace falta confianza. «Eso no se logra con una nueva ley, sino cumpliendo las leyes vigentes», remarcó.
Uuno de los puntos que contempla el proyecto bosquejado por YPF y el gobierno establece un mecanismo de determinación del precio del petróleo para el mercado interno. “Fue uno de los primeros temas que surgió de la consulta entre las empresas”, explicaron las fuentes consultadas. En rigor, cualquier avance en esa dirección implicará modificar el artículo 6 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos).
¿En qué tipo de esquema está pensando el gobierno? En una entrevista con este medio, en septiembre del año pasado, el secretario Darío Martínez indicó la necesidad de sincerar, en términos regulatorios, cómo viene funcionando el mercado de precios domésticos del crudo en los últimos años. Eso implica asumir, en su opinión, que cuando el Brent sufre una fuerte caída, como sucedió en el primer semestre de 2020, en la Argentina se establece un esquema de precio sostén —por encima del valor internacional— para mantener el nivel de actividad y puestos de trabajo. Y que, a la inversa, cuando el Brent anota una fuerte escalada, como sucede hoy en día, se suele fijar, siguiendo el razonamiento del secretario, un barril criollo inferior al internacional para evitar saltos bruscos en el valor de los combustibles en los surtidores locales.
Lo cierto es que no es la primera vez que se habla de una nueva ley de hidrocarburos. Sobre todo, desde que Vaca Muerta empezó a ser, a pasos acelerados, la realidad que prometió. La idea fue, con una norma actualizada, dar un marco jurídico que garantizara las condiciones básicas para inversiones que debían ejecutarse, prácticamente, de cero. Además, con altos costos por la naturaleza técnica y financiera de la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales. Con el condimento de la Argentina, tierra prolífica en crisis económicas, volatilidad cambiaria, historial crediticio y el círculo vicioso que activan todos los efectos conocidos -retenciones, expropaciones y controles de precios, de capitales y de comercio exterior- de las herramientas con las que sus gobiernos pretenden solucionar sus crónicos problemas.
«Todavía no lo he visto», se quejaba días atrás, durante un call, Omar Gutiérrez, gobernador de Neuquén, provincia que tiene la llave de Vaca Muerta. Ni bien lo dijo, le llovieron a su celular varias copias de los distintos borradores que, durante meses, circularon entre ejecutivos del sector.
Ahora el que puso el grito en el cielo fue Chubut, a la espera del llamado de consenso nacional antes que las empresas comiencen a jugar la individual y probablemente vayan migrando del convencional al no convencional con nuevas alianzas y mejores dividendos.
En fin, como dijera a un medio nacional el economista José Martínez de Hoz, de MHR Abogados: «Mientras tengamos un Estado insolvente, va a estar siempre la tentación de romper las reglas de juego. Hoy, hay tres condiciones que necesitan las inversiones: una macro sana, con baja inflación, libertad cambiaria y solvencia fiscal». Cuatro utopías por ahora.
Proyecto de Ley: Régimen de promoción de inversiones hidrocarburíferas
Artículo 1°: Declaración de interés nacional
Declárase de interés nacional y como objetivo prioritario de la República Argentina, la promoción de las inversiones tendientes a lograr los objetivos enunciados en la presenté ley, con los alcances y limitaciones establecidos en la misma y las normas reglamentarias que en su consecuencia se dicten.
Artículo 2°: Composición y duración del Régimen
Créase el «Régimen de promoción de inversiones hidrocarburíferas (RPIH), que tendrá una duración de veinte (20) años contados a partir de la entrada en vigencia de la presente ley. Este Régimen está compuesto por el «Régimen general de promoción de actividades de exploración y producción de petróleo» (RGPP), el “Régimen general de promoción de actividades de exploración y producción de gas natural» (RGPG), el «Régimen especial de promoción para proyectos de exploración, producción, industrialización y/o transporte de hidrocarburos y derivados» (REPH), el «Régimen especial de cancelación para grandes inversores hidrocarburíferos» (RECH)y el «Régimen de promoción al desarrollo de proveedores regionales y nacionales de la industria hidrocarburífera» (RPPH).
Artículo 3°: Objetivos del Régimen
El «Régimen de promoción de inversiones hidrocarburíferas» y los distintos regímenes que abarca, se ajustarán a los siguientes objetivos:
Fomentar el incremento de la producción y las exportaciones de hidrocarburos, impulsando impactos positivos sobre la actividad, el empleo y la generación de divisas;
Promocionar la inversión en la industria de los hidrocarburos de manera integral, comprendiendo todos los recursos hidrocarburíferos disponibles en su origen en todas las cuencas productivas del país y toda la cadena de valor involucrada en su desarrollo;
Garantizar la explotación racional de los recursos hidrocarburíferos para el abastecimiento del mercado interno, la sustitución de importaciones de gas natural y combustibles y la generación de saldos exportables;
e) Impulsar inversiones estratégicas destinadas a incrementar la industrialización de gas natural, del petróleo crudo y sus derivados; y
f) Promover, desarrollar e incrementar el valor agregado regional y nacional en la cadena de valor dé la actividad hidrocarburífera, el desarrollo e incremento de la participación de las empresas regionales y nacionales como proveedores de la actividad hidrocarburífera y el desarrollo e incremento de la proporción de bienes y procesos tecnológicos elaborados y diseñados por trabajo argentino.
Artículo 4°: Actividades promovidas
La exploración, producción y exportación de hidrocarburos, producidos mediante técnicas de extracción convencional y no convencional;
El transporte, compresión, separación, tratamiento y almacenamiento de los hidrocarburos;
La industrialización de los hidrocarburos y sus derivados, a través de procesos que los utilicen como materia prima, incluyendo, sin limitación, la petroquímica, la producción dé fertilizantes, la licuefacción de gas natural y la refinación de combustibles;
La ejecución de obras de infraestructura energética que faciliten la logística, el transporte, el abastecimiento interno y la exportación de hidrocarburos y sus derivados; y
La prestación de servicios asociados a la industria hidrocarburífera, tanto en exploración como en producción, transporte y comercialización.
Artículo 5o: Estabilidad Fiscal y de los beneficios del Régimen
A los efectos de alcanzar los objetivos del artículo 3 de la presente ley, los beneficiarios de los distintos regímenes que abarca el RPIH, gozarán de estabilidad fiscal y estabilidad de todos los beneficios adquiridos desde el momento de adhesión efectiva a tales regímenes y por hasta el plazo de vigencia del RPIH establecido en el artículo 2 de esta norma, en los términos que defina la reglamentación de la presente ley.
El derecho establecido en el presente artículo será mantenido en tanto y en cuanto el beneficiario conserve vigente su participación en alguno de los regímenes de la presente ley, cumpliendo con los requisitos establecidos en los mismos y con aquellos que se definan para cada régimen en particular en la reglamentación de esta norma.
A los efectos de esta ley, se entiende por estabilidad fiscal al derecho de los beneficiarios de cada régimen a no ver incrementada la carga tributaria total de la empresa o el proyecto, en los términos que defina la reglamentación de la presente ley y según el régimen específico al que el beneficiario haya adherido, determinada a! momento de la efectiva adhesión a cada uno de tales regímenes, como consecuencia de aumentos en los derechos, aranceles, impuestos, tributos y tasas, cualquiera fuera su denominación, en el ámbito nacional y en los ámbitos provinciales y municipales que hayan adherido a esta norma en los términos del artícutol09 de la presente ley, o la creación de otras nuevas que los alcancen como sujetos de derecho de los regímenes citados. No se tomarán como violatorias del beneficio a la estabilidad fiscal las variaciones de derechos, aranceles, tributos y/o impuestos que define y admite presente ley, por hasta los montos, proporciones o alícuotas que se establecen en la misma y/o en su reglamentación.
Título lI: Régimen general de promoción de actividades de exploración y producción de petróleo (RGPP).
Capítulo 1 – Creación y alcance
Artículo 6°: Creación
Créase el «Régimen general de promoción de actividades de exploración y producción de: petróleo» (RGPP), que regirá en todo el territorio de la República Argentina.
Artículo 7°: Sujetos beneficiarios
Podrán ser beneficiarios del régimen establecido en el presente Título los sujetos inscriptos en el Registro de Empresas Petroleras del Estado Nacional que sean titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas por el Estado Nacional o las Provincias, según corresponda y/o terceros asociados o relacionados contractualmente a tales titulares, que cumplan con los requisitos establecidos en esta Ley y/o su reglamentación.
Capítulo 2 – Requisitos y Definiciones
Artículo 8º: Requisitos para obtener los beneficios del RGPP
A los efectos de obtener los distintos derechos del RGPP, los sujetos beneficiarios deberán:
adherir al presente régimen, en los términos que se establezcan en la reglamentación de la presente ley;
obtener producción incremental de petróleo crudo, en los términos que se definen en el presente Título de la Ley;
cementar los pozos inactivos o cerrados por cinco años previos a la sanción de la presente ley, o por tres años a partir de la misma, y
cumplir con el RPPH, en los términos que se establece en el Título VIH de la presente norma.
Artículo 9o: Determinación de la línea Base.
Se define como Línea Base a la producción total de petróleo crudo por beneficiario correspondiente a:(i) el máximo anual del bienio 2019-2020, o (ii) los últimos 12 meses precedentes al momento de entrada en vigencia de la presente ley, lo que resultase superior, según defina la Autoridad de Aplicación. Mensualmente cada beneficiario informará a la Autoridad de Aplicación, como declaración jurada, el nivel de producción defines inmediato precedente por cada área de concesión.
En caso de cambio de titularidad en los derechos de explotación del todo o parte de las áreas de concesión de explotación, la Línea Base del sujeto adquirente deberá incrementarse en un monto equivalente a la Línea Base del área transferida, en la proporción de los derechos transferidos. En igual sentido, la Línea Base del beneficiario cedente será disminuida en un monto equivalente a la Línea Base del área transferida, en la proporción de los derechos transferidos. Este cambio será operativo recién a los 12 meses de haberse efectivizado la cesión, siempre que en dicho plazo no se haya verificado una reducción en la producción del área cedida respecto de su línea base. Para aquellos beneficiarios que no hayan informado a la Autoridad de Aplicación producción alguna de crudo en el bienio 2019-2020 o en los últimos 12 meses previos al momento de entrada en vigencia de la presente ley, la Línea Base será 0 para el período inicial y todos los períodos subsiguientes, con la excepción del caso previsto en el párrafo precedente para el tratamiento de transferencia de derechos de explotación.
Para aquellos beneficiarios qué hayan optado por adherirse al RGPP y cuenten con todo o parte de su producción alcanzada por regímenes de promoción que son derogados por la presente Ley, o que la producción de sus hidrocarburos haya estado alcanzada por otros regímenes de incentivos aun no saldados, la Autoridad de Aplicación tendrá la facultad de recalcular la línea base a los efectos de tener en consideración los beneficios oportunamente definidos en aquellos, siempre que la beneficiaría renuncie a toda acción de reclamo sobre los mismos. Una vez definida, la misma no podrá ser modificada mientras se encuentre en vigencia el presente régimen.
Artículo 10°: Determinación de la producción incremental.
Dada la Línea Base, la producción incremental determinada para cada beneficiario será establecida en forma trimestral por la Autoridad de Aplicación, como resultado de la diferencia entre la producción efectiva de los últimos doce (12) meses precedentes y la Línea de Base. La Autoridad de Aplicación para incorporar los mecanismos que considere apropiados a los fines de la verificación de la producción incremental declarada.
Artículo 11°: Línea base y producción incrementa! en grupos económicos.
A los efectos del cálculo de la Línea Base y la producción incremental previsto precedentemente, la producción de petróleo será considerada según la titularidad de cada Beneficiario. Para aquellos que tengan firmas subsidiarias o que pertenezcan a un mismo grupo económico que posea otras sociedades productoras de petróleo dentro del país, se tomarán los volúmenes y la información en forma consolidada, a través del criterio de agregación y separación que defina conveniente la Autoridad de Aplicación.
Capítulo 3 – Incentivos
Artículo 12°: Autorizaciones de exportación garantizadas (AEG)
Los beneficiarios del RGPP tendrán autorizaciones de exportación garantizadas (AEG) por un veinte por ciento (20%) de su producción incrementa!, en tanto el restante ochenta por ciento (80%) deberá ser ofrecido por dichos beneficiarios al mercado Interno.
Cuando exista producción incremental agregada, el porcentaje de la producción incremental individual que cada beneficiario podrá obtener en concepto de AEG será establecido en los siguientes términos:
Si a nivel colectivo el conjunto de los productores de petróleo crudo en Argentina obtuviese una producción incremental agregada superior al diez por ciento (10%) e inferior al treinta por ciento (30%), las AEG de cada beneficiario nivel individual serán del treinta por ciento (30%) de su producción incrementa!;
Si a nivel colectivo el conjunto de los productores de petróleo crudo en Argentina obtuviese una producción incremental agregada superior al treinta por ciento (30%) e inferior al cincuenta por ciento (50%), las AEG de cada beneficiario a nivel individual serán del cuarenta por ciento (40%) de su producción incremental;
Si a nivel colectivo el conjunto de los productores de petróleo crudo en Argentina obtuviese una producción incremental agregada superior al cincuenta por ciento (50%), las AEG de cada beneficiario a nivel individual serán del cincuenta por ciento (50%) de su producción incremental. El volumen de autorizaciones de exportación garantizadas podrá ser aumentado en hasta diez (10) puntos porcentuales adicionales en caso de que el beneficiario tenga una producción incrementa! superior al 50% de la línea Base, o en hasta un veinte (20) puntos porcentuales cuando el beneficiario cuente con todo o parte de su producción alcanzada por regímenes de promoción que se derogan en la presente Ley, o que la producción desús hidrocarburos haya estado alcanzada por otros regímenes de incentivos aun rio saldados y haya optado por adherirse a los beneficios de la presente norma, según lo defina la autoridad de aplicación, siempre que la beneficiaría renuncie a toda acción de reclamo sobre los mismos.
Artículo 13°: AEG adicionales por versión de declino en producción convencional
Las AEG definidas en el artículo precedente se incrementarán en hasta 10 puntos porcentuales de la producción incremental para aquellos beneficiarios que, en el año anterior, hayan podido contrarrestar el declino técnico ajustado de su producción proveniente de cuencas con explotación convencional. La magnitud específica de este factor de expansión de las AEG se establecerá en la reglamentación de la presente ley, debiendo definirse para cada beneficiario en forma proporcional al porcentaje de reversión del declino técnico ajustado de su producción de petróleo crudo convencional. Este derecho incremental solo se aplicará si al mismo tiempo el beneficiario obtuviese producción incremental total para el período examinado, en los términos definidos por los artículos 9 a 11 dé la presente Ley,
Artículo14°: AEG adicionales por cobertura de la Demanda del Mercado interno
Los beneficiarios de este régimen podrán obtener autorizaciones de exportación garantizadas adicionares de hasta diez (10) puntos porcentuales de su producción incremental en función del porcentaje de Cobertura del Mercado Interno de Petróleo Crudo (CMIPC).
Este beneficio consistirá en incrementar el porcentaje de autorizaciones de exportación garantizadas de la producción incremental de cada beneficiario en la cantidad de puntos porcentuales equivalente a una décima parte (1/10) de la CMIPC alcanzada por el beneficiario según calcule la Autoridad de Aplicación, en los términos que se establezcan en la reglamentación de la presente ley.
Artículo 15°: Autorizaciones de exportación adicionales
La Autoridad de Aplicación podrá otorgar autorizaciones de exportación adicionales en caso de que parte de la oferta incremental al mercado interno no tenga demanda efectiva comprobada.
Artículo 16°: Volumen exportable beneficiado
Las AEG de parte de la producción incremental de cada beneficiario del presente régimen, definidas en los artículos 12 a 14 de la presente ley, serán denominadas Volumen Exportable Beneficiado (VEB).
Artículo 17°: Utilización y transferencia del VEB.
El VEB podrá utilizarse por sí o, a través de cesiones, por terceros autorizados por la Autoridad de Aplicación, tanto para exportar petróleo en los términos que establece el presente régimen como para exportar de manera garantizada el equivalente en productos derivados según los coeficientes de transformación que defina la Autoridad de Aplicación.
Para obtener la habilitación del VEB por parte de la Autoridad de Aplicación, los productores beneficiados por el presente régimen deberán demostrar que se les ha otorgado a los potenciales agentes del mercado interno que pudieran estar interesados, la posibilidad de adquirir el porcentaje de su producción no alcanzada por el VEB, en condiciones comerciales que hagan accesible la oferta para el abastecimiento interno.
Cuando el conjunto dé los productores de petróleo crudo en Argentina no obtuviese producción incremental agregada, el VEB sólo podrá ser utilizado por el beneficiario que lo generase directamente, quedando circunscriptas las utilizaciones por terceros para períodos con producción incremental agregada.
Artículo 18°: Derechos de Exportación para el VEB
Para determinar los derechos de exportación aplicables al VEB, se establecen las siguientes definiciones:
Precio internacional del crudo (PIC): al promedio de las últimas cinco (5) cotizaciones del «ICE BRENT primera línea» publicadas por el «Píatts Crude Marketwire» bajo el encabezado «Futures Séttlements». En el caso que el mismo dejase de ser publicado, la Autoridad de Aplicación podrá determinar el precio sustituto.
Precio Crudo de Referencia Base (CRB): este valor se establecerá en la reglamentación de la presente ley y corresponde a ¡a cotización del PIC por encima de la cual el volumen exportable beneficiado comenzará a ser alcanzado con alícuotas estrictamente positivas del derecho a la exportación; y
Precio de Crudo de Referencia Alto (CRA): este valor se establecerá en la reglamentación de la presente ley y se corresponde a la cotización del PIC por encima de la cual, el derecho de exportación aplicable al volumen exportable beneficiado tendrá un Valor fijó de ocho por ciento (8%).
Si valor de PIC se encuentra por encima del CRB y por debajo del CRA, entonces:
Derecho exportación=(PIC-CRB)/(CRA-CRB)*8%
Las exportaciones de crudo adicionales al Volumen de Exportaciones Beneficiado quedan excluidas del presente régimen de beneficios, resultando alcanzadas por el Decreto N°488/2020 o la norma que en él futuro lo sustituya.
Si el beneficiario optase por utilizar su Volumen de Exportaciones Beneficiado para exportar productos derivados, la alícuota de exportación aplicable al volumen equivalente definido por la autoridad de aplicación será la menor entre la alícuota aplicable a la exportación del crudo beneficiado por el presente régimen y la resultante de reducir en un veinticinco por ciento (25%) la alícuota que corresponda aplicar al producto derivado exportado.
A los efectos de la fórmula definida en el presente artículo para el VEB, Jos valores de referencia para el CRB y el CRA podrán incrementarse según lo defina la autoridad de aplicación, cuando él beneficiario cuente con todo o parte de su producción alcanzada por regímenes de promoción que se derogan en la presente Ley, o qué la producción de sus hidrocarburos haya estado alcanzada por Otros regímenes de incentivos aun no saldados y haya optado por adherirse a los beneficios de la presente norma, según ¡o defina la autoridad de aplicación, siempre que la beneficiaría renuncie a toda acción de reclamo sobre los mismos.
Artículo 19°: Porcentaje de libre disponibilidad de divisas provenientes del VEB.
Los beneficiarios del régimen deberán ingresar, a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente ley, el cincuenta por ciento (50%) de las divisas del VEB, gozando de la libre disponibilidad del porcentaje restante. Las exportaciones adicionales de crudo de los beneficiarios, que fueran autorizadas por la Autoridad de Aplicación pero que no forman parte del VEB, deberán liquidarse en el Mercado Libre de Cambios (MLC) en las condiciones que establezca el Banco Central De La República Argentina, quien dictará, en el plazo de treinta (30) días de publicada la presente ley, las normas complementarias que pudieran ser necesarias.
La autoridad de aplicación podrá autorizar hasta veinte (20) puntos porcentuales adicionales de libre disponibilidad de divisas del VEB cuando él beneficiario cuente con todo o parte de su producción alcanzada por regímenes de promoción que se derogan en la presente Ley, o que ¡a producción de sus hidrocarburos haya estado alcanzada por otros regímenes de incentivos aun no saldados y haya optado por adherirse a los beneficios de la presente norma, siempre que la beneficiaría renuncie a toda acción de reclamo sobre los mismos. Este porcentaje adicional se detraerá del establecido en el primer párrafo del presenté artículo como obligación de liquidar en el MLC.
Artículo 20o-. Porcentaje adicional de Libre disponibilidad de divisas provenientes del VEB por cobertura de la Demanda del Mercado Interno
Cada beneficiario tendrá un derecho garantizado adicional de libre disponibilidad; de las divisas provenientes de su VEB, de hasta diez (10) puntos porcentuales, que se calculará anualmente en función de su CMIPC.
Este beneficio consistirá en incrementar el porcentaje de libre disponibilidad de divisas provenientes del VEB en la cantidad de puntos porcentuales equivalente a una décima parte (1/10) de la CMIPC calculada por la Autoridad de Aplicación en los términos que se establecen en la reglamentación dé la presente ley
Este porcentaje adicional se detraerá del establecido en el primer párrafo del artículo precedente como obligación de liquidar en el MLC.
Artículo21°: Contribuciones de Capital en la Propiedad Conjunta
A solicitud de los beneficiarios del Régimen, la Autoridad de Aplicación correspondiente eximirá del pago del Impuesto a las Ganancias en las contribuciones de capital realizadas por terceros, o por otro cptituiar de derechos de exploración o explotación de cualquier naturaleza, a cambio de las cuales se otorguen la cesión parcial de un interés participativo en un área, siempre qué se cumplan las siguientes condiciones en forma conjunta:
a) Tengan por objeto compartir o diversificar el riesgo, obtener financiamiento adicional o incorporar nuevos conocimientos o experiencias específicas,
b} El cedente continúe participando en la propiedad hidrocarburífera como mínimo en un diez por ciento (10%).
El cesionario se comprometa a realizar todo ó parte de los costos de exploración y perforación de pozos y/o de los costos de desarrollo en los montos y/o porcentajes que determinen las partes en la misma área en la cual obtenga el interés participativo.
Exista producción incremental en el área en los doce (12) meses subsiguientes a la cesión pardal.
Si esta última la condición no fuese posteriormente verificada, el cesionario deberá pagar el monto oportunamente debido en los términos del artículo 3 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, conforme lo determine la Autoridad de Aplicación.
Artículo 22°: Comisión tripartita para condiciones laborales y productividad
Facúltese a la Autoridad de Aplicación a crear una comisión tripartita conformada por las cámaras empresarias, las asociaciones sindicales del sector y él organismo regulador de las relaciones del trabajo a los efectos de identificar en el lapso de noventa (90) días las condiciones laborales y productivas más apropiadas para acompañar un proceso de producción incremental en el sector.
Título lII: Régimen general de promoción de actividades de exploración y producción de gas natural (RGPGN)
Capítulo 1 – Creación y alcance
Artículo 23°: Creación.
Créase el «Régimen general de promoción de actividades de exploración y producción de Gas Natural» (RGPGN), que regirá en todo el territorio de la República Argentina.
Artículo 24°: Sujetos beneficiarios
Podrán ser beneficiarios del régimen establecido en el presente Título aquellos indicados en el artículo 7 de la presente ley y que cumplan con los requisitos establecidos en esta Ley y/o su reglamentación.
Capítulo 2 – Requisitos y Definiciones
Artículo 25°: Requisitos para obtener los beneficios del RGPGN
A los efectos de obtener los distintos derechos del RGPGN, los sujetos beneficiarios deberán:
adherir al régimen, de acuerdo a lo que establezca en la reglamentación de la presente ley;
participar con compromisos efectivos de inyección de gas natural en las subastas o concursos de precios en los términos que se definen en el presente Título de la Ley y se detallan en la reglamentación de la misma; y
cumplir con el RPPH, en los términos que se establece en él Título VIII de la presente norma.
Artículo 26°: Definiciones para el abastecimiento del Mercado Interno.
Se define como:
Demanda del Mercado Interno al bloque anual de demanda estimada de gas natural por parte de todos los consumidores del mercado internó; y
Demanda Prioritaria a la demanda estimada de gas natural délas Licenciatarías de Distribución y/o Subdistribuidoras destinada exclusivamente a aquellos grupos de consumidores que, acorde a la normativa vigente, á la fecha de la presente ley deben ser abastecidos de gas natural por dichas prestatarias. Estos clientes son: (i) los usuarios Residenciales, (ii) los usuarios categorizados categorizadas por el artículo 11 del Decreto N°181 del 13 de febrero de 2004 como correspondientes a los segmentos denominados «Pl» y «P2», ambos integrados por usuarios de la Categoría Tarifaria correspondiente al Servicio General «P», acorde al Reglamento de Servicio de Distribución de gas por redes, y (iií) los usuarios definidos en la Resolución de la Secretaría de Energía N» 2020 del 22 de diciembre de 2005 como él Grupo Ill, de entre aquellos usuarios que por su nivel de consumo se ubican en el segmento «P3» de la Categoría Tarifaria Servicio General «P», según las mismas disposiciones del artículo 11 del Decreto N°181/04 citado. A estos efectos, no se considerará incluida como Demanda Prioritaria al consumo los segmentos Gas Natural Comprimido (GNC);
Demanda de Usinas a la demanda estimada de gas natural destinada a la producción de energía eléctrica; y
Curva de producción comprometida, a la curva de producción anual presentada por los beneficiarios y ajustada proporcionalmente en función de) volumen ofertado que fuere efectivamente adjudicado en cada subasta o concurso de precios en que cada beneficiario hubiese participado,
Artículo 27°: Previsibilidad del abastecimiento interno
Para promover un horizonte de previsibilidad en el mediano y largo plazo del abastecimiento de la Demanda del Mercado Interno de gas natural, se dispone la modalidad de contractualización plurianual por subastas o concursos públicos, considerando las siguientes pautas:
. La Demanda del Mercado Interno, la Demanda Prioritaria y la Demanda de Usinas serán: estimadas y publicadas anualmente por la Autoridad de Aplicación, con al menos noventa (90) días de anticipación al inicio del ano que corresponda.
Sobre la base de estas estimaciones, se deberá promover un horizonte de contratación de producción de gas natural para abastecer de la Demanda Prioritaria y la Demanda de Usinas de no menos de tres (3) años móviles, con requisitos de inyección adicional para el abastecimiento del resto de la Demanda del Mercado Interno. A dichos fines, con al menos noventa (90} días de antelación al inicio del año 2022, la Autoridad de Aplicación podrá convocar a subastas o concursos públicos para adjudicar, eñ el caso que fuere necesario, los volúmenes adicionales no contractualizados de la Demanda Prioritaria y la Demanda de Usinas de los años 2022, 2023 y 2024, y la Demanda Prioritaria y la Demanda de Usinas del año 2025 y años subsiguientes, con los requisitos de inyección adicionales requeridos para abastecer a la demanda del Mercado Interno. Cada año subsiguiente y con idéntica antelación, la Autoridad de Aplicación podrá convocar a una subasta o concurso público para mantener contractuaiizada la Demanda Prioritaria, (la Demanda dé Usinas y los requisitos de inyección adicional para él abastecimiento de la Demanda del Mercado interno, a los efectos de sostener, como mínimo, tres (3) años de contractualización;
para obtener los beneficios del presente Título, cada productor deberá cumplir con los compromisos de inyección establecidos en la curva de producción comprometida, en los términos que defina la Autoridad de Aplicación en cada una de las subastas o concursos públicos y con el RPPH, en los términos que se establece en el Título VIII de la presente norma.
la Autoridad de Aplicación podrá convocar a subastas o concursos públicos complementarios cuando advirtiera crecimiento no proyectado dé la Demanda del Mercado Interno y/o para reemplazar importaciones de volumen base de los trescientos sesenta y cinco (365) días del año, y/o para complementarlos volúmenes no satisfechos con los concursos anteriores del Plan Gas.Ar.
Capítulo 3.- Incentivos
Artículo 28°: Generación de las autorizaciones de exportación en firme
los productores de gas natural que hayan adquirido el carácter de adjudicatario en alguna de las subastas de abastecimiento definidas en el capítulo anterior y que hayan cumplido con las obligaciones establecidas para el presente régimen, podrán obtener autorizaciones de exportación en firme en las siguientes condiciones:
Para los períodos estacionales de verano, en los términos definidos por la Autoridad de Aplicación, las autori.zacipnes.de exportación en firme prioritarias serán las establecidas por el decreto N°892/2020, sus normas reglamentarias y las distintas normas que definan las subastas o concursos de precios para la extensión en los años subsiguientes de la contractualización del abastecimiento interno, conforme a lo establecido en el capítulo anterior;
Para los períodos estacionales de verano, en los términos definidos por la Autoridad de Aplicación, las autorizaciones de exportación en firme adicionales a las definidas en el inciso anterior serán asignadas a aquellos beneficiarios que presenten un pre-acuerdo de exportación en firme y el compromiso de ofrecerá! mercado interno durante el período estacional de invierno una inyección adicional a la oportunamente contractualizada que sea equivalente a la cantidad diaria comprometida en el pre-acuerdo de exportación. El precio de esta inyección adicional a ofrecer en el mercado interno durante el período estacional de invierno no podrá ser superior al adjudicado al beneficiario para ese mismo período en la subasta o concurso público, anual correspondiente.
La Autoridad de Aplicación podrá otorgar autorizaciones de exportación en firme adicionales a las previstas en los incisos a) y b) del presente artículo, por hasta 365 días al año, en los términos y condiciones que oportunamente defina; y
Los precios de exportación para cada período no podrán ser inferiores al máximo entre los precios promedió ofertados por los distintos adjudicatarios de las subastas o concursos públicos de abastecimiento al mercado interno correspondientes al mismo año y el precio de referencia internacional que se defina en la reglamentación de la ley. La autoridad de Aplicación podrá establecer excepciones en los casos que determine la reglamentación de la presente ley.
Artículo 29°: Utilización de las autorizaciones de exportación en firme
Las autorizaciones de exportación de gas natural en firme obtenidas por los beneficiarios podrán ser utilizados por sí o por terceros autorizados por la autoridad de aplicación.
Los volúmenes solicitados para la exportación en condición firme prioritario que sean finalmente autorizados serán detraídos de los Contratos vigentes con la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista Sociedad Anónima (CAMMESA) durante el Período Estacional de Verano, conforme se determine en las distintas subastas o concursos públicos de abastecimiento al Mercado interno.
El productor solicitante de la autorización de exportación en firme deberá ofrecer por hasta quince (15) días corridos, según establezca cada subasta ó concurso público, al mercado interno los volúmenes a exportar, al momento de la solicitud de autorización, para que cualquier potencial comprador pueda adquirir todo el volumen a exportar en igualdad de condiciones de precio y plazo de vigencia, en los términos que defina la Autoridad de Aplicación. Una vez cumplida esta obligación, y de no encontrarse demandantes internos en esas condiciones, se otorgarán los permisos de exportación en condición firme, los cuales no podrán ser modificados ni interrumpidos por Cualquier solicitud posterior de demanda interna.
Las solicitudes de exportación de gas natural en firme serán resueltas por la Autoridad de Aplicación dentro de un plazo de treinta (30) días de recibidas.
Artículo 30°: Limitación y revocación de las autorizaciones de exportación en firme
Las autorizaciones de exportación de gas natural en firme, que el productor mantenga en su poder o hayan sido cedidas a terceros, solo podrán ser revocadas por la Autoridad de Aplicación en caso de incumplimiento de la Curva de Producción Comprometida, definida por las distintas subastas o concursos públicos en los que haya resultado adjudicatario. El productor podrá evitar tal revocación cumpliendo con los mecanismos que se fijen en fas respectivas subastas o concursos públicos y/o el decreto N°892/2020 y/o los esquemas de abastecimiento interno de gas natural que se establezcan en el futuro.
Artículo 31°: Derechos de Exportación para las exportaciones beneficiadas del régimen
Las exportaciones de gas natural en firme que se obtengan a partir de los beneficios establecidos en el artículo 28 precedente, incisos a) y b), gozarán de las mismas alícuotas preferenciales de derechos de exportación que se aplicarán al Volumen exportable beneficiado de petróleo crudo en el RGPP.
Las exportaciones de Gas Natural adicionales a las establecidas en el artículo 28 precedente, incisos a} y b), quedan excluidas del presente Régimen, resultando alcanzadas por el decreto N°488/2020 o la norma que en el futuro la sustituya.
Si el beneficiario optase por utilizar su Volumen de Exportaciones de Gas Natural beneficiado para exportar productos derivados, la alícuota de exportación aplicable al volumen equivalente definido por la autoridad de aplicación será la menor entre la alícuota aplicable a las exportaciones de gas natural beneficiadas por el presente régimen y la resultante de reducir en un veinticinco por ciento (25%) ¡a alícuota que corresponda aplicar al producto derivado exportado.
Artículo 32: Libre disponibilidad de divisas provenientes de la exportación.
A partir de su efectiva adhesión al presente régimen, y mientras mantengan los beneficios del mismo, los beneficiarios del RGPGN deberán ingresar al MLC el cincuenta por ciento (50%) de las divisas provenientes de las exportaciones de gas natural en firme qué se obtengan a partir de [os beneficios establecidos en el artículo 28, incisos a) y b) de la presente ley, y gozarán de la libre disponibilidad de divisas por el porcentaje restante. Las exportaciones adicionales de Gas Natural de los beneficiarios, que fueran autorizadas por la Autoridad de Aplicación pero que no forman parte de las exportaciones beneficiadas, deberán liquidarse íntegramente en el MIC en las condiciones que establezca el Banco Central De La República Argentina, quien dictará en el plazo de treinta (30) días de publicada la presente ley las normas complementarias que pudiesen ser necesarias.
Artículo 33°: Porcentaje adicional de libre disponibilidad de divisas por cobertura de la Demanda del Mercado Interno
Los beneficiarios del del RGPGN obtendrán hasta diez (10) puntos porcentajes adicionales de libre disponibilidad de las divisasen función de su porcentaje de Cobertura del Mercado Interno de Gas Natural (CMlGN). Cada beneficiario gozará de un incremento en el porcentaje de libre disponibilidad de las divisas provenientes de las exportaciones beneficiadas por el artículo 28, incisos a) y b), de la presente ley, en la cantidad de puntos porcentuales equivalente a una décima parte (1/10) de la CMIGN, calculada por la Autoridad de Aplicación en los términos que se establecen en la reglamentación de la presente ley.
Este porcentaje adicional se detraerá del establecido en el primer párrafo del artículo precedente como obligación dé liquidar en el MLC.
Artículo 34°: Contribuciones de Capital en la Propiedad Conjunta.
Los beneficiarios podrán optar por considerar que no existe enajenación en los términos del artículo 3 de la ley de Impuesto a las Ganancias en las contribuciones de capital realizadas por terceros o por otro cotitular de derechos de exploración o explotación de cualquier naturaleza, a cambio de las cuales se otorguen la cesión parcial de un interés participativo en un área, en los mismos términos que se definen en el artículo 21 de la presente ley, pero con aplicación a la producción de Gas Natural, conforme lo especifique la Autoridad de Aplicación.
Título IV: Régimen de promoción dé la extracción de petróleo de pozos de petróleo de baja productividad (REPBP).
Capítulo 1-Creación y alcance
Artículo 35°: Creación
Créase el «Régimen de promoción de la extracción de petróleo de pozos de petróleo de baja productividad” (REPBP), que regirá en todo el territorio de la República Argentina,
Artículo 36°: Sujetos beneficiarios
Podrán ser beneficiarios del régimen establecido en el presente Título los sujetos inscriptos en el Registro de Empresas Petroleras del Estado Nacional que sean titulares de permisos de exploración y/o concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas por el Estado Nacional o las Provincias, según corresponda y/o terceros asociados o relacionados contractualmente a tales titulares, que cumplan con los requisitos establecidos en esta Ley y/o su reglamentación.
Capítulo 2- Requisitos y Definiciones
Artículo 37°: Requisitos para obtener los beneficios del REPBP
A los efectos de obtener los distintos derechos del REPBP, los sujetos beneficiarios deberán:
adherir al presente régimen, en los términos que se establezcan en la reglamentación de la presente ley;
obtener con el concurso, asociación o contratación de terceros, producción incremental de petróleo crudo en pozos de baja productividad o previamente inactivos p cerrados, por métodos tradicionales, o mediante sistemas o mecanismos móviles de extracción y transporte, autorizados por la autoridad de aplicación, en los términos que se definan en el decreto reglamentario; y
c} cumplir con el RPPH, en los términos que se establece en el Título VIH de la presente norma.
Capítulo 3 – Incentivos
Artículo 38°: Normativa técnica diferencial
Aquellas concesiones de explotación de hidrocarburos que sean caracterizadas como pozos de petróleo de bajá productividad, podrán obtener, en los términos que establezca la reglamentación de la presente Ley, la posibilidad de operar bajo normativa técnica diferencial en lo que respecta a la prevención, saneamiento y abandono de operaciones, a los efectos de ajustar dicha normativa a la naturaleza de estos proyectos y conforme a prácticas modernas aceptadas en la industria hidrocarburífera.
Artículo 39°: Unificación de áreas de concesión
Los titulares de una concesión de explotación de hidrocarburos de baja productividad que, a su vez, sean titulares de otras concesiones de explotación adyacentes, podrán solicitar la unificación de las áreas como una única concesión de explotación de hidrocarburos. La unificación de las concesiones deberá estar orientada a la optimización de las operaciones, para asegurar una recuperación de la producción de hidrocarburos compatible con la explotación adecuada y económica del yacimiento que se lograría medíante dicha unificación. Queda establecido que la nueva concesión de explotación resultante de la unificación deberá ajustarse a los términos establecidos en el Artículo 35 de la Ley N°17.319.
Artículo 40°: Porcentaje adicional de Autorizaciones de exportación garantizadas (AEG) por extracción de petróleo crudo dé pozos de baja productividad
Los beneficiarios del REPBP, que también hayan adherido al RGPP y cumplan con los requisitos establecidos para ambos regímenes, obtendrán un adicional de autorizaciones de exportación garantizadas (AEG) por hasta dos (2) puntos porcentuales superior a lo establecido en el artículo 12 de la presente ley. En los casos que la actividad promocionada por este régimen se realice por contratación de empresas regionales, el adicional de autorizaciones de exportación garantizadas (AEG) podrá incrementarse en hasta cinco (5) puntos porcentuales adicionales a lo establecido en el artículo 12 de la presente ley.
Artículo 41°: Porcentaje adicional de libre disponibilidad de divisas provenientes del VEB por extracción de petróleo crudo de pozos de baja productividad
Los beneficiarios del REPBP, que también hayan adherido al RGPP y cumplan con los requisitos establecidos para ambos regímenes, tendrán un derecho garantizado de libre disponibilidad de las divisas provenientes de su VEB, adicional al establecido en el artículo 19’ de la presente ley, de hasta dos (2) puntos porcentuales. En los casos que la actividad promocionada por esté régimen se realice por contratación de empresas regionales, el derecho garantizado de libre disponibilidad de las divisas provenientes de su VEB, adicional al establecido en el artículo 19° de la presente ley, podrá incrementarse por hasta cinco (5) puntos porcentuales.
Artículo 42°: Criterio de proporcionalidad.
Los incentivos determinados en los artículos 40 y 41, serán proporcionales a la cantidad de pozos de baja productividad, o previamente inactivos o cerrados, puestos a trabajar bajo la actividad promocionada por este régimen, sobre el total de pozos que en estas condiciones tenga la empresa beneficiaría bajó concesión, en los términos qué se establezcan en la reglamentación de la presente ley.
Título V: Régimen especial de promoción para proyectos de exploración, producción, industrialización y/o transporte de hidrocarburos y derivados (REPH).
Capítulo 1: Creación y alcance
Artículo 43º: Creación y Objetivos
Créase él «Régimen especial de promoción para proyectos de exploración, producción, industrialización y/o transporte de hidrocarburos y derivados» (REPH)en el marco de! Régimen de Promoción de la Industria de los Hidrocarburos, que regirá en todo el territorio de la República Argentina.
Artículo 44°: Creación del Consejo
Crease el Consejo de Inversiones Hidrocarburíféras (el Consejo), que se integrará con la participación de la Secretaría de Política Económica del Ministerio de Economía, el Ministerio de Desarrollo Productivo, el Ministerio del Interior y la Autoridad de Aplicación, a través de un representante titular y un suplente por cada uno de ellos.
Artículo 45°: Funciones del Consejo
Son funciones del Consejo las siguientes:
evaluar, aprobar o rechazar los proyectos del presente régimen;
proponer y evaluar requisitos iniciales diferenciales, en los términos que se definen en el presente Título de la ley, para proyectos de carácter estratégico;
auditar la ejecución del proyectó en complemento de la fiscalización regular que establezca la Autoridad de Aplicación; y
demás funciones que se definan en otros Títulos de la presente Ley.
Artículo 46°; Funcionamiento del Consejo
El Consejo sesionará con la mayoría absoluta de sus miembros y será presidido por el representante de la Secretaria de Política Económica del Ministerio de Economía. Sus decisiones se tomarán por unanimidad, con carácter vinculante a los fines del funcionamiento del presente régimen.
Artículo 47°: Sujetos beneficiarios
Podrán ser beneficiarios del REPH las personas jurídicas constituidas en la República Argentina o que se hallen habilitadas para actuar en su territorio con ajuste a sus leyes, debidamente inscriptas conforme a aquéllas, las cuales podrán actuar mediante la constitución de uniones transitorias u otras formas de contratos asociativos, que realicen o se comprometan a realizar una o más de las actividades promovidas por la presente ley, que cuenten con un Proyecto de inversión aprobado por la autoridad de aplicación.
Capítulo 2.- Requisitos y definiciones
Artículo 48°: Proyecto de Inversión
Se define como Proyecto de Inversión aplicable al presente Régimen a todo proyecto o paquete de proyectos presentado a la Autoridad de Aplicación por los sujetos alcanzados, que fortalezca actividades promovidas en la presente ley e involucre una inversión de:
Al menos treinta millones de dólares estadounidenses (USD 30.000.000) en proyectos de almacenaje subterráneo de gas natural en un plazo máximo de tres años
Al menos cincuenta millones de dólares estadounidenses (USD 5Q.000.000), para medianas inversiones en Tratamiento, Licuefacción, Transporte, Comercialización y Fabricación de equipos para proyectos de GNL, en un plazo máximo de tres (3) años;
Al menos ciento cincuenta millones de dólares estadounidenses (USD 150.000.000) para proyectos de explotación de petróleo crudo o gas natural de origen convencional, Costa Afuera o con recuperación secundaria y/o terciaria, en un plazo máximo de tres (3) años;
Al menos trescientos millones de dólares estadounidenses (USD 300.000.000) para proyectos de industrialización, separación, fraccionamiento, tratamiento, transporte y/o refinación de hidrocarburos y derivados, en un plazo máximo de cinco (5) años, con las salvedades que se establecen en el capítulo respectivo de la presente ley, para los grandes proyectos de Infraestructura de Transporte y de Gas Natural Licuado (GNL); y
Al menos cuatrocientos millones de dólares estadounidenses (USD 400.000.000) anuales, para proyectos tanto para la producción de gas natural como de petróleo, en etapa de piloto o precedentes al momento de otorgamiento del beneficio, a desarrollar en concesiones de explotación de origen no convencional, durante un período no menor a cinco (5) años consecutivos;
Se le otorga a La Autoridad de Aplicación, con aval del Consejo, la facultad de reducir en hasta un cincuenta por ciento (50%) los montos establecidos en el presente artículo para casos de proyectos de carácter estratégico, en los términos que el Consejo defina, dado el contexto sectorial y macroeconómico existente al momento de la evaluación del Proyecto y el historial inversor del beneficiario.
A los efectos del inciso b) del presente artículo, se entiende como medianas inversiones en Tratamiento, Licuefacción, Transporte, Comercialización y Fabricación de equipos para proyectos de GNL, a aquellas destinadas a proyectos de producción; transporte, distribución, conversión o utilización de GNL en el transporté e industrias; y actividades conexas en el marco del Régimen de Promoción de la Industria de los Hidrocarburos, que regirá en todo el territorio de la República Argentina. Se encuentran alcanzados entre ellos los desarrollos para producción, transporte, distribución, almacenamiento y comercialización de GNL a partir de fuentes no conectadas al sistema de gasoductos nacionales de transporte y distribución, o a partir de producción de Gas Natural excedente a la destinada al abastecimiento del Mercado Interno, en los términos de la presente ley; así como la fabricación de equipos asociados a estas actividades; sujeto a la reglamentación que dicte la autoridad de aplicación. Serán promocionadas por lo establecido en el inciso b), las inversiones en bienes y equipos para:
Tratamiento de gas en la fuente para su licuefacción.
Licuefacción-
Transporte de GNL por vías terrestre, marítima y/o fluvial
Almacenamiento y distribución del GNL,
Utilización del GNL como combustible para el transporte terrestre, marítimo y/o fluvial. Comercialización dé GNL
Instalación o adecuación de bocas de expendio de GNL para el transporte terrestres, marítimos y fluviales.
Fabricación de equipos para el uso de GNL en industrias y vehículos, terrestres, marítimos y fluviales, o para adaptar o convertir su equipamiento original para la utilización de GNL como combustible.
Exportación de GNL, incluyendo la construcción de las instalaciones portuarias dedicadas.
Artículo 49°: Requisitos
Para acceder a los beneficios de) REPH, los sujetos beneficiarios deberán:
adherir al régimen, de conformidad con lo que se establezca en la reglamentación de la presente ley;
presentar un proyecto que reciba la Declaración de Aprobación Técnico-Económica por parte de la Autoridad de Aplicación con aval del Consejo;
cumplir con el RPPH, en los términos que se establece en el Título VIII de la presente norma; y
cumplir con los demás requisitos para proyectos del REPH que se establezcan en otros Títulos de la presente ley.
Artículo 50°: Mantenimiento de beneficios
Para mantener los derechos del REPH, el beneficiario deberá cumplir con los requisitos de ejecución determinados por la Autoridad de Aplicación con aval del Consejo y garantizar, desdé el momento de adhesión al régimen, un monto de inversión anual total que sea superior, en al menos un monto equivalente a la inversión anual de los proyectos beneficiados por el presente régimen, al registrado, como promedio, en los últimos treinta y seis (36) meses precedentes a la adhesión. Asimismo, el mantenimiento de los beneficios del REP dependerá del cumplimiento pleno de los compromisos asumidos para con el RPPH que se establece en el Título VIII de la presente norma.
Capítulo 3: Incentivos
Artículo 51°: Derechos de exportación y acceso al mercado de cambios en el REPH
La Declaración de Aprobación Técnico-Económica del Proyecto y la certificación del cumplimiento del cronograma y objetivos de! proyecto por parte de la Autoridad de Aplicación con aval del Consejo, otorgará a los beneficiarios del REP los siguientes derechos:
La libre disponibilidad del cincuenta por ciento (50%) de las divisas obtenidas de las exportaciones autorizadas por la Autoridad de Aplicación, y/o el libre acceso al Mercado Libre de Cambio, por hasta un máximo anual equivalente al veinticinco por ciento (25%) del monto bruto de divisas ingresadas por el beneficiario en el MLC para financiar el desarrollo del proyecto. Para estimar el monto bruto de divisas ingresadas por el beneficiario en el MLC para financiar el proyecto no sé tendrán en cuenta los flujos de divisas provenientes por las exportaciones del mismo proyecto. La Autoridad de Aplicación establecerá el procedimiento especificó en la materia. El Banco Central de la República Argentina, dictará en el plazo de treinta (30) días de publicada la presente ley, las normas que pudieran ser necesarias a fin de garantizar la aplicabilidad de los derechos concedidos por este artículo.
En él caso de beneficiarios que también estén alcanzados por el RGPP o el RGPGN de la presente ley, los beneficios de acceso al mercado de cambios del REPH para el proyecto no podrán acumularse con los establecidos en el RGPP o el RGPGN, debiendo la beneficiaría optar por uno de ellos, en los términos que se definan en la reglamentación de la presente ley.
La reducción de no menos del 25% y hasta el 50%, según el valor agregado del proyecto, de los derechos de exportación aplicables, al momento de aprobación del proyecto, al volumen exportable autorizado por la Autoridad de Aplicación con aval del Consejo, siempre que este volumen esté asociado al desarrolla del proyectó. La Autoridad de Aplicación con aval del Consejo determinarán en cada caso cuál es la reducción específica de los derechos de exportación aplicables a cada proyecto al momento de su aprobación.
Artículo 52°: Beneficios en el Impuesto a las ganancias
La Declaración de Aprobación Técnico-Económica del Proyecto por parte de la Autoridad de Aplicación otorgará a los beneficiarios del REPH los siguientes derechos para inversiones aprobadas en el proyecto y efectivamente ejecutadas en el plazo aprobado para el proyecto: a) Por las inversiones en bienes amortizables aprobadas en el Proyecto, efectivamente realizadas durante la duración del proyecto, los beneficiarios podrán optar por practicar las respectivas amortizaciones a partir del período fiscal de habilitación del bien de que se trate, de acuerdo con las normas previstas en los artículos 78, 87 y 88, según corresponda, de la Ley de Impuesto a las Ganancias, texto ordenado en 2019 y sus modificaciones, o conforme el régimen especial que se establece en el presente artículo, a saber:
a.i) Para inversiones realizadas en nuevos bienes muebles amortizables adquiridos, elaborados o fabricados: como mínimo, en tres (3) cuotas anuales, iguales y consecutivas. El beneficio de que se trata sólo será aplicable en la medida en que los bienes estén comprendidos en las posiciones arancelarias de la Nomenclatura Común del Mercosur (N.C.M.) que determine la autoridad de aplicación. No podrán incluirse dentro de las inversiones en bienes muebles sujetas a este beneficio activos no directamente relacionados con el proceso productivo, en los términos que defina la Autoridad de Aplicación con aval del Consejo.
a.ii) Para inversiones en construcciones y de infraestructura, como mínimo en fa cantidad de cuotas anuales, iguales y consecutivas que surja de: considerar su vida útil reducida al cincuenta por ciento (50%) dé la estimada. Las inversiones en construcción de infraestructura se encuentran limitadas a aquellas que impliquen una ampliación comprobable en la capacidad o calidad productiva del Proyecto.
Una vez hecha la opción por uno de los procedimientos de amortización señalados precedentemente, la decisión deberá ser comunicada a la Autoridad de Aplicación, en la forma, plazo y condiciones que ésta disponga.
Artículo 53º: Beneficios en el Impuesto al Valor Agregado
La Declaración de Aprobación Técnico-Económica del Proyecto por parte de la Autoridad de Aplicación otorgará a los beneficiarios del REP los siguientes derechos por el plazo aprobado para el proyecto, pudiéndola Autoridad de Aplicación ampliar dicho plazo para proyectos estratégicos: Los créditos fiscales originados en la compra, construcción, fabricación, elaboración o importación definitiva dé bienes de capital aprobados en el Proyecto que conformaren él saldo a favor de los responsables, a que se refiere el primer párrafo del artículo 24 de la Ley del Impuesto al Valor Agregado, texto ordenado en 1997 y sus modificaciones, les serán devueltos o compensados a los beneficiarios del presente Régimen a partir del período fiscal subsiguiente, dentro de los treinta (30) días corridos de aprobada la solicitud.
La Autoridad de Aplicación tendrá un plazo de treinta (30) días corridos para evaluar picha solicitud, en los términos que se definan en [a reglamentación de la presente Ley, y remitir la misma al beneficiario o a la Administración Federal de Ingresos Públicos (AFIP), según la solicitud haya sido rechazada o aprobada, respectivamente. En caso de remisión a la AFIP, esta tendrá un plazo de hasta treinta (30) días corridos para la evaluación y comunicación de los aspectos técnicos que se definan en la reglamentación de la presente Ley, en los términos que definan las normas complementarias que a tales efectos establezca la AFIP, en un plazo no mayor a los sesenta (60) días corridos desde la entrada en vigencia de la presente Ley. Las solicitudes rechazadas serán devueltas a la Autoridad de Aplicación y las aprobadas comunicadas al beneficiario dentro del plazo previamente mencionado, quien obtendrá la devolución de los créditos fiscales aprobados o un crédito fiscal equivalente que se convertirá en saldo a favor de libre disponibilidad, susceptible de ser utilizados por el beneficiario para la cancelación del propio impuesto al Valor Agregado o de otros impuestos a cargo de la AFIP, con el sólo cumplimiento de los requisitos formales que establezcan la Autoridad de Aplicación, con aval del Consejo, y la AFIR. La Solicitud devengará intereses desde la fecha de su interposición en caso de que haya sido aprobada, siempre que el contribuyente hubiere cumplido los requisitos establecidos al efecto por la normativa vigente, considerando la tasa pasiva promedio publicada por el Banco Central de la República Argentina para el período de treinta (30) días.
No será de aplicación el régimen establecido en este artículo cuando los bienes de capital aprobados en el proyecto, al momento de la solicitud de devolución, no integren el patrimonio de los contribuyentes.
Cuando los referidos bienes se adquieran por leasing, los créditos fiscales correspondientes a los cánones y a la opción de compra, sólo podrán computarse a los efectos de la devolución prevista en este régimen a partir del período fiscal subsiguiente de aquél en que se haya ejercido la opción correspondiente, excepto en aquellos contratos que, conforme a la normativa vigente, sean asimilados a operaciones de compraventa para la determinación del impuesto a las ganancias, en cuyo caso el referido plazo se computará en el modo indicado en el primer párrafo dé este artículo. En este último supuesto, de no verificarse el ejercicio de la opción de compra, deberán reintegrarse las sumas oportunamente obtenidas en devolución, en la forma y plazo que disponga la reglamentación.
En caso de modalidades asociativas, el beneficio previsto en este artículo será utilizado por los participantes en función de su respectiva participación porcentual, para ello el crédito fiscal del impuesto al valor agregado qué se abone a través de cualquier figura asociativa se trasladará a las sociedades comerciales en la proporción correspondiente a !as inversiones realizadas por cada una de ellas y en cada período fiscal, para que éstas hagan uso de! beneficio conforme a su situación en el presente régimen.
Artículo 54°: Aranceles y otros derechos a la importación
La Declaración de Aprobación Técnico-Económica del Proyecto por parte de la Autoridad de Aplicación otorgará n los beneficiarios del REP y/o sus prestadores de servicios aprobadas por la Autoridad de Aplicación para el proyecto, los siguientes derechos por el plazo aprobado para el proyecto:
Las importaciones de bienes de capital nuevos o usados, aprobadas por la Autoridad de Aplicación para el proyecto, que no registren oferta nacional en los términos que defina el Consejo y que sean destinados a ¡a realización de actividades promovidas de! Artículo 4 de la presente ley, serán beneficiarías de la devolución del cuarenta por ciento (40%) del pago de derechos, aranceles y otros gravámenes a la importación como crédito fiscal contra otros impuestos a pagar ante la AFIR, en los términos que defina la reglamentación de la presente ley.
Para el caso específico de los proyectos aprobados de explotación de petróleo crudo o gas natural, y a) sólo efectos de la importación transitoria de bienes de capital alcanzados por los beneficios del presente REPH, el plazo establecido en el inciso a) del artículo 265 de la Ley 22415 será de seis (6) años.
Capítulo 4: Requisitos e Incentivos adicionales para grandes proyectos de infraestructura de Transporte de Hidrocarburos y de producción y exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Artículo 55°: Requisitos de inversión e integración vertical.
A los efectos de gozar de los beneficios adicionales del presente capítulo, además de cumplir con todos los requisitos generales del presente título, los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y otros proyectos con inversiones en transporte e infraestructura asociada, deberán garantizar una inversión no inferior a los dos mil millones de dólares estadounidenses (USD2.000.000.000), a ser invertidos durante los primeros siete (7) años del proyecto.
En él caso de grandes proyectos de infraestructura de transporte de Gas Natural o GNL, el proyecto deberá incluir inversiones tanto en el desarrollo de producción incremental de Gas Natural, como en ampliación de capacidad de transporte y, cuando correspondiese, en las plantas de tratamiento del insumo hidrocarburífero. La integralidad del proyecto es requerida a los efectos de que el abastecimiento de la demanda de exportación no atente contra el normal abastecimiento de la Demanda del Mercado Interno.
Artículo 56°: Garantías de suministro y comercialización
Habiendo cumplido con los requisitos enunciados en el artículo precedente, en los términos que determine la Autoridad de Aplicación con aval del Consejo, los beneficiarios de grandes proyectos de Infraestructura de Transporte de Gas Natural o proyectos de GNL gozarán, desde Ja Declaración de Aprobación Técnico-Económica del Proyecto de la garantía de utilización exclusiva de la producción de los yacimientos dedicados para el proceso productivo del cual se trate, lo que impedirá que los contratos de suministro y transporte de materias primas asociados al Proyecto sean afectados por medidas presentes o futuras sobre preferencias en la asignación de la producción, medidas de interrumpibilidad, redireccionamientos, o de intervención en las condiciones de su comercialización, transporte, entre otras, sea directa o indirectamente; durante la vigencia del proyecto.
Las actividades de los proyectos de GNL contemplados en el presente capítulo de la ley no se encontrarán alcanzadas por el régimen de servicio público la Ley No 24:076. La capacidad dé las plantas y servicios prestados, así como las condiciones de su asignación, utilización y comercialización podrán ser libremente pactadas.
Artículo 57°: Límites de la garantía.
Para los Proyectos de Licuefacción, el beneficio previsto en el artículo precedente estará garantizado por hasta el volumen de producción incremental de yacimientos dedicados generado por el propio proyecto; y condicionado, por hasta el volumen incumplido, a que el respectivo productor de gas natural que abastezca el Proyecto se encuentre en cumplimiento de los compromisos de entrega que le hubieren sido adjudicados en virtud del Plan Gas.Ar del Decreto N°892/2020, proyectados durante todo el plazo de duración de la garantía de estabilidad de suministro, o cualquier otro plan que lo reemplace o complemente en el futuro y se encuentre vigente en el momento del incumplimiento.
Sin perjuicio de lo establecido en el artículo precedente, ante situaciones de emergencia técnica del sistema licenciado de transporte de gas natural que ponga en riesgo el abastecimiento a la demanda prioritaria, los proyectos de GNL estarán equiparados a los cargadores industriales que consumen gas natural como combustible y tienen posibilidad de sustituirlo por uh combustible alternativo y que cuenten con servicio de transporte firme. La reglamentación establecerá tas modificaciones requeridas para asegurar dicho beneficio a los proyectos de GNL.
Artículo 58°: Regulación de la capacidad adicional de transporte para grandes proyectos de transporte de hidrocarburos y de producción y exportación de GNL
Para los proyectos comprendidos en el presente capítulo, los gasoductos e instalaciones nuevas asociadas a su operación qué hayan sido construidas dentro del proyecto e incrementen (a capacidad de transporte de gas natural respecto de la existente a la fecha de entrada en vigencia de la presente ley, que sea comprometida en firme por cargadores que utilicen dicha reserva de capacidad para el suministro de gas natural a Proyectos de Licuefacción o exportación de Gas Natural, por hasta los volúmenes garantizados de producción incremental generada por e! proyecto, será identificada como capacidad de transporte de dedicación exclusiva, no estando alcanzada por el régimen del servicio público de la Ley N°24.075 por hasta el plazo de repago del capital invertido que se establezca en la Declaración de Aprobación Técnico-Económica del proyecto, conforme lo determine la reglamentación de la presente ley.
Artículo 59°: Autorizaciones de exportación de GNL y Gas Natural de grandes proyectos de infraestructura
Desde la Declaración de Aprobación Técnico-Económíca de los proyectos comprendidos en el presente capítulo, la Autoridad de Aplicación otorgará, a solicitud de los respectivos beneficiarios, permisos de exportación firmes, de gas natural o GNL, por hasta un plazo máximo de veinte (20) años, por la totalidad de la capacidad de producción incremental generada por el proyecto. Las autorizaciones de exportación de GNL tendrán carácter firme, sin que puedan ser revocadas ni interrumpidas posteriormente.
Los grandes proyectos de producción y transporte de gas natural podrán acceder a autorizaciones de exportación en firme de Gas Natural, en los términos que defina la Autoridad de Aplicación con Aval del Consejo, por hasta el volumen de producción incremental generado por el propio proyecto y por hasta el plazo de repago del capital invertido que se establezca en la Declaración de Aprobación Técnico-Económica del proyecto.
Los precios de exportación de Gas Natural para cada período no podrán ser inferiores al máximo entre los precios promedio ofertados por los distintos adjudicatarios de las subastas o concursos públicos de abastecimiento al mercado interno correspondientes al mismo año y el precio de referencia internacional de Gas Natural que se define en la reglamentación de la ley. La autoridad de Aplicación podrá establecer excepciones en |os casos que determine la reglamentación de la presente ley.
Artículo 60°: Aranceles y otros derechos de importación de bienes de capital para grandes proyectos de transporté y GNL
Las importaciones de bienes de capital nuevos o usados, que cuenten con una Declaración de Aprobación Técnico-Económica del Proyecto por parte de la Autoridad de Aplicación con Aval del Consejo, que no registren oferta nacional en los términos que defina el Consejo y que sean destinados al desarrollo de grandes proyectos transporte y de GNL, serán beneficiarías de la devolución del sesenta por ciento (60%) dél pago de derechos, aranceles y otros gravámenes a la importación como crédito fiscal contra otros impuestos a pagar ante la AFIP, en los términos que defina la reglamentación de la presente ley.
Artículo 61°: Derechos de exportación para el Gas Natural y el GNL de proyectos comprendidos en el presente capítulo
Para determinar los derechos de exportación aplicables a las exportaciones de GNL, se establecen las siguientes definiciones:
Precio internacional del Gas Natural Licuado (PIGNL): será el precio o la combinación de precios más representativos del mercado internacional, en los términos que se definan en la reglamentación de la presente Ley.
Precio GNL de Referencia Base (GNLRB): este valor se establecerá en la reglamentación de la presente ley y corresponde a la cotización del PIGNL por encima de la cual el volumen exportable beneficiado comenzará a ser alcanzado con alícuotas estrictamente positivas del derecho s la exportación; y
Precio GNL de Referencia Alto (GNLRA): este valor se establecerá en lá reglamentación de la presente ley y se corresponde a la cotización del PIGNL por encima de la cual, el derecho de exportación aplicable al volumen exportable beneficiado tendrá un valor fijo del cuatro por ciento (6%).
Si el valor de PIGNL se encuentra por encima del GNLRB y debajo del GNLRA, entonces: Derecho exportación={PIGNL-GNLRB) /(GNLRA-GNLRB) *6%
Las alícuotas resultantes de la fórmula precedente no podrán exceder el setenta y cinco por ciento (75%) de las que se apliquen en el mismo momento a las exportaciones de Gas Natural beneficiadas con alícuotas preferenciales de derechos de exportación en el RGPGN misma ley. Las alícuotas aplica bies a los derechos de exportación del Gas Natural exportado a partir de proyectos comprendidos en este capítulo serán las mismas que las establecidas en el RGPGN de la presente ley.
Artículo 62°. Libre disponibilidad de divisas para grandes proyectos de transporte de Gas Natural y dé producción y exportación GNL
Los beneficiarios de grandes proyectos transporte de Gas Natural y de producción y exportación de GNL aprobados por la Autoridad de Aplicación con aval del Consejo, gozarán de la libre disponibilidad de las divisas obtenidas por el monto equivalente al sesenta por ciento (60%) de sus exportaciones, por lo que deben liquidar el cuarenta por ciento (40%) restante en el MI C en las condiciones que establezca el Banco Central de la República Argentina, quien dictará en el plazo de treinta (30) días corridos de publicada la presente ley, las normas complementarias que pudiesen ser necesarias.
Capitula 5: Requisitos e Incentivos adicionales para proyectos de Industrialización de Hidrocarburos que utilicen gas natural como materia prima de su proceso industrial y no estén alcanzados por las disposiciones del capítulo 4 del presente Título dé la Ley, Artículo 63°: Requisitos de inversión e integración vertical.
A los efectos de gozar de los beneficios adicionales del presente capítulo, además de cumplir con todos los requisitos generales del presente título, ¡os proyectos de Industrialización de Hidrocarburos que utilicen gas natural como materia prima de su proceso industrial, y no fuesen alcanzados por el capítulo precedente de esta ley* deberán:
garantizar una inversión no inferior a los mil doscientos millones de dólares estadounidenses (U$S 1.200.000), a ser invertidos durante los primeros cinco (5) años del proyecto.
incluir inversiones tanto en el desarrollo de producción incrementa! de Gas Natural, como en ampliación de capacidad de transporte y, cuando correspondiese, en las plantas de tratamiento del insumo hidrocarburífero, en los términos que determine la reglamentación de la presente Ley. La integralidad del proyecto es requerida a los efectos de que el abastecimiento de la demanda de exportación no atente contra el normal abastecimiento de la Demanda del Mercado Interno.
Artículo 64°: Garantías de suministro y comercialización
Habiendo cumplido con los requisitos enunciados en él artículo precedente en los términos que determine la Autoridad de Aplicación con aval del Consejo, los beneficiarios de proyectos de industrialización de Hidrocarburos que utilicen gas natural como materia prima de su proceso industrial, y no fuesen alcanzados por las disposiciones del capítulo precedente de esta Ley, gozarán, desde la Declaración de Aprobación Técnico-Económica del Proyecto de la garantía de utilización exclusiva de la producción de los yacimientos dedicados para el proceso productivo del cuál se trate, lo que impedirá que los contratos de suministro y transporte de materias primas asociados al Proyecto sean afectados por medidas presentes o futuras sobre preferencias en la asignación de la producción, medidas de interrumpibiiidad, redireccionamientos, o de intervención en las condiciones dé su comercialización, transporte, entre otras, sea directa o indirectamente; durante la vigencia del proyecto,
Artículo 65º: Límites de la garantía.
La garantía prevista en el artículo precedente estará subordinada y condicionada, por hasta el volumen incumplido, a que el respectivo productor de gas natural que abastezca el Proyecto se encuentre en cumplimiento de los compromisos de entrega que le hubieren sido adjudicados en virtud del Plan Gas.Ar del Decreto N°892/2020, proyectados durante todo el plazo de duración de la garantía de estabilidad de suministro, o cualquier otro plan que Io reemplace o complemente en el futuro y se encuentre vigente en el momento del incumplimiento.
Sin perjuicio de lo establecido en el artículo precedente, ante situaciones de emergencia técnica del sistema regulado de transporte de gas natural que ponga en riesgo el abastecimiento a la demanda prioritaria, Jos Proyectos de industrialización de Hidrocarburos que utilicen gas natural como materia prima de su proceso industrial, solo podrán ser afectados luego de que se haya restringido el transporte firme de los cargadores que consumen gas natural como combustible y tienen posibilidad de sustituirlo por un combustible alternativo. La reglamentación establecerá las modificaciones requeridas para asegurar dicho beneficio s los proyectos de industrialización de Hidrocarburos que utilicen gas natural como materia prima de su proceso Industrial.
Artículo 66°: Regulación de la capacidad adicional de transporte para Proyectos de industrialización dé Hidrocarburos que utilicen gas natural como materia prima de su procesó industrial
Para los proyectos comprendidos en el presente capítulo, los gasoductos e instalaciones nuevas asociadas a su operación que hayan sido construidas dentro del proyecto e incrementen la capacidad de transporte de gas natural respecto de la existente a la fecha de entrada en vigencia de la presente ley, que sea comprometida en firme por cargadores que utilicen dicha reserva de capacidad para los proyectos alcanzados en el presente capítulo y por hasta los volúmenes garantizados dé producción incrementa! generada por el proyecto, será identificada como capacidad de transporte de dedicación exclusiva, no estando alcanzada por el régimen del servicio público de |a Ley N°24,076 por hasta el plazo de repago del capital invertido que se establezca en la Declaración de Aprobación Técnico-Económica del proyecto, conforme lo determine |a reglamentación de la presente ley.
Capítulo 6: Requisitos e Incentivos adicionales para proyectos de inversión en cuencas Costa Afuera.
Artículo 67°: Definiciones y requisitos
A tos fines de la presente ley se tomarán como proyectos de inversión Costa Afuera (Off-shore) a los desarrollados en cuencas sedimentarias localizadas total o parcialmente, desde la línea de base hasta el límite exterior de la plataforma continental. Á los efectos de reconocer la singularidad de los mismos, en los términos definidos por el decreto N’ 892/2020 respecto de sus mayores riesgos y complejidad de operación, el presente capítulo establecerá beneficios adicionales para proyectos qué involucren explotación costa afuera en los cuales la perforación de pozos sea realizada en locaciones donde la distancia entre el lecho marino y fa superficie, medida en la ubicación del pozo, en promedio entre la alta y la baja marea, supere la cantidad de metros que se defina en |a reglamentación de la presente ley. La Autoridad de Aplicación, podrá establecer distintos beneficios para pozos desarrollados a distintas distancias entre el lecho marinó y la superficie.
Artículo 68°: Aranceles y derechos de importación a bienes de capital de proyectos Costa Afuera
Las importaciones de bienes de capital de proyectos Costa Afuera que cuenten con Declaración dé Aprobación Técnico-Económica del Proyecto por parte de la Autoridad de Aplicación con Aval del Consejo, que no registren oferta nacional en los términos que defina el Consejo y sean destinados a la realización de actividades de exploración y/o explotación en la plataforma continental o en el mar territorial, serán beneficiarlas de la devolución de no menos del cuarenta por ciento (40%) y hasta el sesenta por ciento (60%) del pago de derechos, aranceles y otros gravámenes a la importación como crédito fiscal contra otros impuestos a pagar ante la Administración Federa! de ingresos Públicos, en los términos que defina la autoridad de aplicación. El porcentaje específico de devolución será definido en la reglamentación de la presente ley, dependiendo del grado de complejidad de la operación costa afuera, conforme a las distancias entre el lecho marino y la superficie de los distintos pozos Costa Afuera involucrados en él proyecto.
Título VI: Programa de apoyo a ia transición energética (PATE)
Artículo 69°: Requisitos adicionales para proyectos del REPH.
Todos los proyectos que se presenten a efectos de ser evaluados para su aprobación dentro del REPH previsto en la presenté ley deberán incluir un plan asociado de promoción, preservación y cuidado del ambiente.
Artículo 70°: Beneficios adicionales para proyectos del REPH con inversiones ambientales
Los proyectos que prevean acciones, colaboren, y conlleven a reducir o mitigarlas emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEl), respecto a la que generan los combustibles líquidos tradicionales, previendo utilización de combustibles alternativos y estrategias de promover su utilización como fuente de energía, podrán acceder a beneficios mayores en hasta un diez (10) por ciento a los previstos en el REPH, en los términos que defina la Autoridad de Aplicación con aval del Consejo establecido en el artículo 44 de esta norma.
Artículo 71°: Fondo para la Transición Energética
Créase el Fondo para la Transición Energética (FTE), a constituirse con los recursos aportados por no menos del 5% de la recaudación federal adicional proveniente dejos derechos de exportación aplicables al VEB del RGPP definido la presente ley, en los términos que decida la autoridad de aplicación con aval del Consejo definido en el artículo 44 de esta norma.
El FTE tendrá como fin último el diseñar e implementar acciones orientadas al estudio y desarrollo de proyectos vinculados a la transición energética y toda operación tendiente al cumplimiento de los Objetivos para el Desarrollo Sostenible en el capítulo de energía.
Artículo 72°: Administración del Fondo para la Transición Energética
El Fondo será administrado por el Consejo creado en el artículo 442 de la presente Ley, pudiendo éste realizar acuerdos y/o convenios con Universidades Nacionales e instituciones públicas de! Sistema Nacional de Ciencia y Tecnología para la especificación de estudios e informes, priorizando para la ejecución de los proyectos a Integración Energética Sociedad Anónima y a Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista Sociedad Anónima.
Título VIl: Régimen especial de cancelación para grandes inversores hidrocarburíferos (RECH)
Artículo 73°: Sujetos y alcance
Los sujetos pasivos del Impuesto a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono establecido en el Título III de la Ley N°23;966, que hayan invertido en el bienio 2019-2020 más de mil millones de dólares estadounidenses (USD 1.000.000.000) cada año, podrán acogerse al Régimen Especial de Quebrantos previsto en el presente capítulo dé esta ley, exclusivamente en los casos en que sean empresas que refinen, produzcan, elaboren, fabriquen y/u obtengan combustibles líquidos y/u otros derivados de hidrocarburos en todas sus formas, directamente o a través de terceros.
Artículo 74°: Requisitos para obtener y mantener los beneficios del RECH
Para acceder y mantener los beneficios del RECH, los sujetos beneficiarios deberán adherir al régimen en los términos que se definan en la reglamentación de la presente ley, cumplir con las demás condiciones que se definen en el presente Título de la ley y cumplir Con el RPPH, en los términos que se establece en el Título VIII de la presente norma.
Artículo 75°: Alcance del Régimen Especial
Los sujetos mencionados en el artículo previo, podrán cancelar sus obligaciones tributarias correspondientes al Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono establecido en el Título III dé la Ley 23.966 (texto ordenado en 1998 y sus modificaciones), y/o el que en el futuro lo complemente o sustituya, con un crédito fiscal correspondiente al monto de las pérdidas netas de todas sus actividades, acumuladas, no absorbidas, y que resulten compensables a la fecha de sanción de presente Ley, a qué se refiere el Artículo 25 de la Ley N°20.628 (texto ordenado por el Decreto N°824/2019) multiplicado por la alícuota máxima vigente del gravamen, hasta el agotamiento de dichas pérdidas.
La utilización del crédito originado en este artículo no podrá exceder del treinta por ciento (30%) de! monto de la obligación tributaria objeto de compensación, medida individualmente en cada periodo fiscal. El excedente s dicho monto, podrá ser compensado en el periodo fiscal subsiguiente contra los mismos impuestos o aplicarse con el propio impuesto a las Ganancias en los términos que define la Ley N°20.628.
Artículo 76°. Compensación
Los quebrantos utilizados para (os beneficios definidos en el artículo anterior, no podrán ser compensados según lo contemplado en el artículo 25 .de la Ley N°20.628 (texto ordenado según Decreto N°824/2019).
Artículo 77°: Plazo de Cómputo.
A los efectos de la aplicación de lo dispuesto en el artículo 75 de esta ley, los sujetos alcanzados por el presente esquema especial podrán utilizar los quebrantos, conforme dicho término se define en el Artículo 25 de la Ley N’ 20.628 (texto ordenado según Decreto N°824/2019), acumulados que no hayan sido absorbidos a la fecha de entrada en vigencia de esta ley, para cancelar las obligaciones tributarias previstas en el artículo 75 de este mismo Título. El presente esquema especial aplicará asimismo para aquellos quebrantos correspondientes a ejercicios fiscales que cierren hasta el 31 de diciembre de 2020, inclusive.
Artículo 78°: Reglamentación. Autoridad de Aplicación.
La reglamentación de este capítulo por el Poder Ejecutivo Nacional deberá tener lugar dentro de los cuarenta y cinco (45) días corridos desde la fecha de entrada en vigencia de la presente fey. La autoridad de aplicación del presente capítulo será la Administración Federa) de Ingresos Públicos, quedando facultada para dictar las normas reglamentarias, aclaratorias, interpretativas y complementarias que fueren necesarias.
Título VIll: Régimen de promoción al desarrollo de proveedores regionales y nacionales de la industria hidrocarburífera (RPPH)
Capítulo 1: Creación y alcance
Artículo 79°: Creación.
Dispónese la creación del «Régimen de promoción al desarrollo de proveedores regionales y nacionales de la industria hidrocarburífera» (RPPH).
Artículo 80°: Sujetos alcanzados.
Estarán alcanzados por las obligaciones establecidas en el presente título los beneficiarios del «Régimen general de promoción de actividades de exploración y producción de petróleo» (RGPP), del «Régimen general de promoción de actividades de exploración y producción de Gas Natural» (RGPGN), del «Régimen especial de promoción para proyectos de exploración, producción, industrialización y/o transporte de hidrocarburos y derivados» («REPH»), y/o del «Régimen especial de cancelación para grandes inversores hidrocarburíferos» (RECH),
Capítulo 2.- Requisitos
Artículo 81°: Criterios generales
Para acceder a los beneficios del RGPP, del RGPGN, del REPH y/o dé! RECH establecidos en la presente ley, los beneficiarios deberán simultáneamente cumplir con los requisitos específicos de los regímenes a los que adhiera y las obligaciones determinadas en el presente Título y en la reglamentación de esta ley.
Artículo 82º: Esquemas de desarrollo de proveedores regionales y nacionales
A los efectos de cumplir con lo establecido en el artículo anterior, los beneficiarios deberán cumplir simultáneamente con los esquemas denominados «Requisito de Integración Regional y Nacional» y «Aplicación de Preferencias».
Capítulo 3.- Esquema de requisitos de integración Regional y Nacional
Artículo 83°: Requisitos específicos.
Para adquirir y mantener los beneficios de los distintos regímenes de promoción definidos en la presente ley, los beneficiarios deberán cumplir con las siguientes condiciones del esquema de requisitos de integración:
a} Presentar un Plan de Desarrollo de Proveedores Regionales Nacionales (PDPRN), en los términos que se establezcan en la reglamentación de La presente ley, que deberá ser aprobado por la Autoridad de Aplicación, con aval del Consejo establecido en el artículo 44 de la presente Ley; y b) Cumplir cada año con el PDPRN, alcanzando los coeficientes de Integración Regional y Nacional allí establecidos y comprometidos, a nivel empresa o por proyectos, según defina la Autoridad de Aplicación con aval del Consejo, dependiendo de! Régimen de adhesión.
Artículo 84°: Pían de Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales:
Los beneficiarios deberán deberán presentar un Plan de Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales (PDPRN) asociado a los planes de acción requeridos para la ejecución de las actividades promovidas. Este plan deberá contar con:
La expresión de la visión del desarrollo integral de la cadena de valor a través de un conjunto de iniciativas focalizadas en lograr los niveles de costo, calidad y articulación que maximicen la participación de la industria local.
Un plan de: abastecimiento de las contrataciones de bienes y servicios que se requieran para llevar adelante sus operaciones.
Mecanismos de contratación abiertos y transparentes entre los oferentes calificados del ecosistema productivo.
Mecanismos de financiamiento a sus proveedores regionales y nacionales.
Metas y objetivos mensurables sobre el desarrollo de sus proveedores regionales y nacionales y el cumplimiento del esquema dé «Aplicación de Preferencias»
Propuesta de facilitación de acceso al ecosistema productivo nacional en lo referente a la provisión de bienes y servicios con alto valor agregado e innovación tecnológica.
Capítulo 4, Esquema de aplicación de preferencias
Artículo 85°: Definiciones
Se entiende que un bien es de origen nacional cuando ha sido producido o extraído en el territorio de ¡a República Argentina, siempre que el costo de las materias primas, insumos o materiales importados nacionalizados no supere el cuarenta por ciento (40%) de su valor bruto de producción, en los términos que defina la Autoridad de Aplicación con aval del Consejo definido en el artículo 44 de la presente Ley. Se entiende que un servicio es de origen nacional cuando ha sido prestado por Un Proveedor Nacional.
En caso de bienes o servicios estratégicos, la Autoridad de Aplicación, con aval del Consejo, podrá reducir en hasta veinte (20) puntos porcentuales el porcentaje definido en el párrafo anterior.
Artículo 86°: Requisitos de preferencias para la contratación y/o adquisición de bienes y/o prestación de servicios para proveedores nacionales de carácter regional y extra-regional.
A los efectos de adquirir y mantener los beneficios de los distintos regímenes de promoción definidos en (a presente ley, los beneficiarios deberán cumplir con un esquema de contratación en el cual sé le otorgará preferencia a las ofertas de provisión de bienes y/o prestación de servicios de origen nacional cuando el precio de las ofertas de bienes y/o servicios de origen nacional sea igual o inferior al de los bienes y/o servicios ofrecidos que no sean de origen nacional, incrementados en un diez por ciento (10%) cuando las ofertas de bienes y servicios nacionales se trataran dé un Proveedor Regional y en un cinco por ciento (5%) cuando se trataran de un Proveedor Nacional-Extrarregional. En la reglamentación de la presente ley se definirán los criterios de demarcación de distintos tipos de proveedores.
En todos los casos, a los efectos de la comparación, el precio de los bienes de origen no nacional deberá incluir, entre otros, los derechos de importación vigentes y todos los impuestos y gastos que le demande su nacionalización a un importador particular no privilegiado, en las formas y condiciones que establezca la reglamentación. Se entiende por proveedores regionales a aquellos cuyo asiento principal de actividades está en las Provincias y localidades de Provincias vecinas relacionadas con las cuencas de producción, atendiendo a un criterio de realidad económica. Por su partease entiende por proveedores nacionales-extrarregionales a aquellos cuyo asiento principal desús actividades está localizado en el resto del país. En la reglamentación de la presente ley podrán establecerse criterios de identificación adicional de proveedores regionales y nacional-extrarregionales.
Artículo 87°: Garantía de no discriminación.
A los efectos de garantizar la aplicación de la preferencia establecida en el artículo anterior y promover prácticas no discriminatorias en los procesos de abastecimiento de actividades promocionadas en la presente ley, en su reglamentación se establecerán los criterios de competencia y abastecimiento que deberán cumplir las beneficiarías para no resultar pasibles de incumplimientos.
Los beneficiarios del RGPP, del RGPGN, del REPH y/o del RECH deberán desconcentrar sus contrataciones de adquisición de bienes y/o de provisión de servicios de manera tal de adaptarlas a las capacidades en materia de volúmenes y especialidades que objetivamente tengan los proveedores regionales y nacionales.
Las modalidades de contratación, y en especial de la distribución de las obras y de la provisión de bienes y prestación servicios en el tiempo, se ajustarán a la capacidad de ejecución de los proveedores regionales y a la necesidad de promover una demanda uniforme y sostenida. En ningún caso podrán incluirse condiciones que explícita o implícitamente pudieran discriminar en contra de empresas regionales y/o nacionales extrarregionales, utilizando mecanismo alguno, o permitiendo que se ofrezcan precios que no contemplen la totalidad de los costos usuales y efectivos de plaza, para la provisión de los bienes o la prestación de los servicios correspondiente.
Artículo 88°: Comisión de Evaluación y Seguimiento de la Ejecución del RPPH.
Créase la Comisión de Evaluación y Seguimiento de la Ejecución del RPPH por parte de los beneficiarios, que estará presidida por la Autoridad de Aplicación, y compuesta por representantes de la Secretaría de Política Económica del Ministerio de Economía; del Ministerio del interior; del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación; del Ministerio de Desarrollo Productivo; dé las Provincias que adhieran a la presente ley., y de las organizaciones de trabajadores, y empresas proveedoras de bienes y servicios regionales y nacionales, y de empresas productoras de hidrocarburos que así Í0 soliciten.
Esta Comisión tendrá por función asistir al Consejo, establecido en el artículo 44 de la presente ley, en la evaluación de los Planes de Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales (PDPRN) que deben presentar los beneficiarlos y en el seguimiento del cumplimiento de aquéllos, incluyendo los objetivos de integración regional y nacional, los esquemas de preferencias y las garantías de no recomendar sanciones a Ja Autoridad de Aplicación, establecidas en los artículos 113 y 114 dé la presente ley, en caso de incumplimiento.
Título IX: Modificaciones a la Ley 17.319
Capítulo 1: Concesión de almacenamiento subterráneo
Artículo 89°: Modificación de títulos de sección.
Se modifica el título de la Sección de la ley 17.319 por el siguiente: «Concesiones de Explotación y Almacenamiento».
Artículo 90°: Modificación artículo 27
Incorpórase como artículo 27 de la ley 17.319 y sus modificatorias, el siguiente: «Artículo 27 quater. La concesión de almacenamiento subterráneo otorga a los concesionarios el derecho de almacenar gas natural en espacios y/o instalaciones subterráneas adecuadas- incluyendo el proceso industrial de inyección, depósito y retiro del gas natural. Dicha concesión puede ser otorgada en:
Áreas sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación propias.
Áreas sujetas a permisos de exploración y/o concesiones de explotación de terceros, con autorización de éstos ante la autoridad de aplicación.
Tierras no sujetas a derechos de exploración y/o explotación.
Se podrán conceder concesiones de almacenamiento subterráneo a cualquier sujeto que; (i) cumplan con los requisitos de experiencia técnica y capacidad financiera que fija esta ley y sus normas reglamentarias, (ii) cuenten -en su caso- con la conformidad del concesionario de explotación en cuya área se emplace la instalación subterránea que se utilizará para el almacenaje y (iii) se comprometan a construir a su propio costo y riesgo las instalaciones necesarias para llevar adelante la actividad de almacenaje.
El concesionario de explotación goza de prioridad para solicitar una concesión de almacenamiento dentro de los límites de su título. Las concesiones de almacenamiento serán consideradas títulos independientes respecto de las concesiones de explotación y/o de transporte otorgadas. Las concesiones de almacenamiento subterráneo serán otorgadas por un plazo de veinticinco (25) años, pudiendo ser prorrogada por hasta diez (10) años adicionales. Vencido el plazo de la concesión de almacenamiento subterráneo o revertida la misma antes de su vencimiento, las instalaciones pasarán al dominio dé la autoridad concedente, sin cargo ni gravamen alguno y de pleno derecho.
Las concesiones de almacenamiento subterráneo se regirán por las condiciones previstas en el título de concesión que otorgue la autoridad de aplicación.
La concesión de almacenamiento subterráneo no estará sujeta al pago de regalías”.
Artículo 91°: Modificación artículo 29
Se reemplaza el artículo 29 de la Ley 17.319 por el siguiente texto:
«Art. 29, — Las concesiones de explotación serán otorgadas, según corresponda, por el Poder Ejecutivo nacional o provincial a las personas físicas o jurídicas que ejerciten el derecho acordado por el artículo 17 cumpliendo las formalidades consignadas en el artículo 22.
El Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, podrá además otorgar concesiones de explotación sobre zonas probadas a quienes reúnan los requisitos y observen los procedimientos especificados por la Sección 5 del presente Título.
Esta modalidad de concesión no implica en modo alguno garantizar ía existencia en tales áreas de hidrocarburos comercialmente explotables.
El Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, asimismo otorgará Concesiones de Explotación No Convencionales de Hidrocarburos de acuerdo a los requisitos dispuestos por los artículos 27 y 27 bis, y Concesiones de Almacenamiento Subterráneo de acuerdo a los requisitos dispuestos por el artículo 27 quater.»
Capítulo: Concesión de transporte.
Artículo 92°: Modificación del artículo 40
Se reemplaza el artículo 40 de la ley 17.319 y sus modificatorias con el siguiente texto; «Art. 40. — Las concesiones de transporte serán otorgadas por él Poder Ejecutivo nacional o provincial, según corresponda, a las personas humanas o jurídicas que reúnan los requisitos y observen los procedimientos qué la sección 5a especifica o los previstos por el presente Artículo. Los concesionarios de explotación que, ejercitando el derecho conferido por el artículo 28, dispongan la construcción de obras permanentes para el transporte de hidrocarburos qué excedan los límites dé alguno de los lotes concedidos, estarán obligados a constituirse en concesionarios de transporte, ajustándose a las condiciones y requisitos respectivos, cuya observancia verificará la autoridad de aplicación. Cuando las aludidas instalaciones permanentes no rebasen los límites de alguno de los lotes de la concesión, será facultativa la concesión de transporte y, en su caso, el plazo respectivo será computado desde la habilitación de las obras
Se podrá asimismo otorgar concesiones de transporte de hidrocarburos previstas en la sección 4ta de la presente ley a personas que no siendo titulares de concesiones de explotación, cumplan con los siguientes requisitos: (i) cuenten con la conformidad del respectivo titular de la concesión de explotación de donde se inicia !a traza del ducto, (ii) estén dispuestas a construir a su propio costo y riesgo las instalaciones necesarias, incluyendo ductos y/o demás obras de infraestructura y (i i i) cumplan con los requisitos de experiencia técnica y capacidad financiera que fija la presente ley y las normas reglamentarias.
Las concesiones de transporte que se otorguen en virtud del artículo 28 y del párrafo tercero del presente artículo podrán incluir construcciones y obras fijas o móviles afectadas a una concesión de explotación, cuya afectación a la concesión: dé transporte sea solicitada por el respectivo concesionario de explotación.
El cedente de una concesión de transporte otorgada en virtud del artículo 28 podrá conservaría preferencia prevista en el artículo 43.
La extinción de la concesión de explotación depende de una concesión de transporte otorgada en virtud de lo dispuesto en el artículo 28, cualquiera fuera su causa, no afectará la vigencia de la concesión de transporte. La concesión de transporte otorgada en virtud del tercer párrafo del presente artículo tampoco resultará afectada por la extinción de la concesión de explotación del titular que hubiere dado la conformidad referida en el apartado (i) del párrafo tercero del presente artículo.»
Artículo 93°: Modificación del artículo 41:
Se reemplaza el artículo 41 de la ley 17.319 y sus modificatorias con el siguiente texto; «Art. 41, — Las concesiones a que se refiere e) segundo párrafo del artículo 40 serán otorgadas y prorrogadas por plazos equivalentes a aquellos otorgados: para las concesiones de explotación vinculadas a las concesiones de transporte.
Las concesiones a que se refiere ei tercer párrafo del artículo 40 serán Otorgadas por el plazo de hasta treinta y cinco (35) años a contar desde la fecha de otorgamiento, pudiendo la autoridad
concedente, a petición de: los titulares, prorrogarlo por hasta diez (10) años adicionales por resolución fundada.
Vencidos dichos plazos, las instalaciones pasarán al dominio del Estado nacional o provincial según corresponda sin cargo ni gravamen alguno y de pleno derecho”.
Artículo 94°. Capacidad vacante e inicial.
Se reemplaza el artículo 43 de la ley 17.319 y sus modificatorias con el siguiente texto; «Ari. 43. – Mientras las instalaciones de lasconcesiones a que se refiere el segundo párrafo del artículo 40 tengan capacidad vacante y no existan razones técnicas que lo impidan, los concesionarios estarán obligados a transportar los hidrocarburos de terceros sin discriminación de personas y al mismo precio para todos en igualdad de circunstancias, pero esta obligación quedará subordinada, sin embargo, a la satisfacción de las necesidades del propio concesionario. Los contratos de concesión especificarán las bases para el establecimiento de las tarifas y condiciones: de la prestación del servicio de transporte.
Se autoriza a concesionarios de transporte del tercer párrafo del artículo 40, a negociar libremente ¡a capacidad inicia! de carga firme con los cargadores, asegurando el principio de acceso abierto y no discriminación para la capacidad de transporte no comprometida en tales contratos iniciales. La Autoridad de Aplicación establecerá normas de coordinación y complementación de los sistemas de transporte.»
Artículo 95°: Modificación del artículo 97.
Se reemplaza el artículo 97 de la ley 17.319 y sus modificatorias con el siguiente texto: «Art. 97, La: aplicación de la presente ley compete a la Secretaría de Energía de! Ministerio de Economía, o la autoridad que la reemplace en el futuro. La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, o el organismo que ia reemplace en el futuro, es autoridad de aplicación respecto de los permisos de exploración, las concesiones de explotación, las concesiones de transporte y/o las concesiones de almacenamiento subterráneo que se otorguen respecto de las áreas hidrocarburíferas de jurisdicción nacional, en materia técnica, de seguridad y ambiental. La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía es, asimismo, Autoridad competente en relación a los aspectos técnicos, de seguridad y ambientales de las actividades de producción, transporte, almacenamiento, comercialización y exportación de Gas Natural Licuado (GNL) que se desarrollen dentro del territorio nacional».
Título X: Modificaciones a la Ley 23.966
Artículo 96°: Vigencia
Las disposiciones de este Título surtirán efectos a partir del primer día del segundo mes inmediato siguiente al de la entrada en vigencia de esta ley, inclusive, no siendo de aplicación, a partir de ese momento, lo dispuesto en el tercer párrafo del artículo 148 de la ley 27.430 y sus modificaciones.
Capítulo 1: Modificaciones al impuesto a los combustibles líquidos
Artículo 97°; Modificación del artículo 2 del Capítulo I, Título lII
Sustituyese el segundo párrafo del artículo 2° del Capítulo I del Título lII de la Ley N°23.966, texto ordenado en 1998 y sus modificaciones, por el siguiente:
«Tratándose de productos importados, quienes los introduzcan al país, sean o no sujetos responsables de este gravamen, deberán ingresar con el despacho: a plaza un pago a cuenta del tributo, el cual será liquidado e ingresado juntamente cotí los derechos aduaneros y el impuesto al valor agregado, mediante percepción en la fuente que practicará la Administración Federal de Ingresos Públicos, La alícuota del impuesto aplicable será la vigente en ese momento.»
Artículo 98°: Modificación del artículo 3 del Capítulo I, Título II
Sustituyese el inciso b) del primer párrafo del artículo 3° del Capítulo I del Título III de la Ley N°23.966, texto ordenado en 1998 y sus modificaciones, por el siguiente;
‘b) Las empresas que refinen, produzcan, elaboren, fabriquen, obtengan y/o comercialicen combustibles líquidos y/u otros derivados de hidrocarburos en todas sus formas, directamente o a través de terceros.
La incorporación de empresas comercializadoras de los productos mencionados en el párrafo anterior como sujetos pasivos estará sujeta a las condiciones que establezca la reglamentación, pudiendo considerarse, entre otros aspectos, el volumen de productos gravados por este Capítulo que se comercialice y la modalidad adoptada para su comercialización, la inscripción del sujeto en el registro correspondiente y la estructura comercial adoptada.»
Artículo 99°: Modificación del artículo 4 del Capítulo I, Título III
Cuadro de texto: ITC Zóna Genera! ITC Zona art. 7, inc. d), Ley 2.3966
a) NAFTA SIN PLOMO, HASTA 92 RON GRADO UNO (1) 44,3% Exento
b) NAFTA SIN PLOMO, DE MÁS DE 92 RON GRADO DOS (2)
c) NAFTA SIN PLOMO, DE MÁS DE 92 RON GRADO TRES (3
d) GASOiL GRADO UNO (!)
e) GASQIL GRADO DOS (2)
f) GASOÍL GRADO TRES (3)
g) KEROSENE
h) DIESEL OIL
j) SOLVENTES
j) AGUARRAS
Sustituyese los párrafos primero a sexto del artículo 4“del Capítulo 1 del Título Ill de la Ley N°23.966, texto ordenado en 1998 y sus modificaciones, por ios siguientes: «El impuesto a que se refiere el artículo 1° se calculará aplicando a los productos gravados las alícuotas indicadas a continuación:
K) GASOLINA NATURAL Exento, 39.5%
I) NAFTA VIRGEN 39.5% Exento
La base imponible a tomar en cuenta a los fines de la liquidación del impuesto aplicable a la nafta virgen y a la gasolina natural o de pirólisis, será la correspondiente a la nafta sin plomo, de más de 92 RON.
También estarán gravados con el impuesto aplicado a las naftas de más de noventa y dos (92) RON, los productos compuestos por una mezcla de hidrocarburos, en la medida en que califiquen como naftas de acuerdo con las especificaciones técnicas del decreto reglamentario, aun cuando sean utilizados en una etapa intermedia de elaboración, tengan un destino no combustible o se incorporen a productos no gravados, excepto cuando sea dé aplicación el inciso c) del artículo 7°. Facultase al Poder Ejecutivo nacional a implementar alícuotas diferenciados para los combustibles comprendidos en los incisos a), b), y g), cuando los productos gravados sean destinados al consumo en zonas de frontera, para corregir asimetrías originadas en variaciones de tipo de cambio. Tales alícuotas se aplicarán para los volúmenes que a tal efecto disponga el Poder Ejecutivo nacional para la respectiva zona de frontera.
El Poder Ejecutivo nacional determinará, a los fines de esta ley, las características técnicas de los productos gravados no pudiendo dar efecto retroactivo a dicha caracterización. El Poder Ejecutivo nacional queda facultado para incorporar al gravamen productos que sean susceptibles de utilizarse como combustibles líquidos estableciendo una alícuota similar a la del producto gravado que puede ser sustituido”.
Artículo 100°: Modificación del artículo 5 del Capítulo I, Título III
Sustitúyase el artículo 5, del Capítulo I, Título 111 de la Ley 23.966, texto ordenado en 1998 y sus modificaciones, el que quedará redactado de la siguiente manera:
«ARTICULO 5- — Facultase al Poder Ejecutivo Nacional a aumentar hasta en un 50% y disminuir hasta en un 50% las alícuotas indicadas en los artículos 4° y 11° del presente Título, por el período determinado que considere conveniente, cada vez que así lo aconseje el desarrollo de. la política económica.
Esta facultad podrá ser ejercida en más de una oportunidad, con carácter general o regional para todos o algunos de los productos gravados, siempre qué se den las condiciones previstas en el párrafo anterior».
Artículo 101°: Modificación del artículo 6 del Capítulo 1, Título 111
incorpórese como artículo s’ del Capítulo 1 del Título III de la Ley N°23.966, texto ordenado en 1998 y sus modificaciones, el siguiente:
«ARTÍCULO 6° — El impuesto de este Capítulo se liquidará aplicando las respectivas alícuotas sobre el precio neto de venta que surjan de la factura o documento equivalente a operadores en régimen de reventa en planta de despachó, extendido por los obligados a su ingreso. A los fines del párrafo anterior se entenderá por precio neto de venta el que resulte una vez deducidos las bonificaciones por volumen y los descuentos en efectivo hechos al comprador por épocas de pago u otro concepto similar, efectuados de acuerdo con las costumbres de plaza; el débito fiscal del Impuesto al Valor Agregado que corresponda ai vendedor como contribuyente de derecho, el Impuesto al Dióxido de Carbono y cualquier otro tributo que tenga por hecho imponible la misma operación gravada, siempre que deban consignarse en la factura por separado de acuerdo con las normas de facturación y registración emitidas por la Administración Federal de Ingresos Públicos y en la medida en que sus importes coincidan con los ingresos que, en tal concepto se efectúen a los respectivos fiscos.
Tratándose del Impuesto al Valor Agregado, la discriminación del mismo se exigirá, solamente en los supuestos en que así lo establezcan las normas de ese gravamen, correspondiendo en todos los casos cumplir con el requisito de la debida contabilización.
Cuando el responsable del impuesto efectúe sus ventas directamente a consumidores finales, ya sea por sí mismo o a través de personas o sociedades que realicen las actividades por cuenta y orden del responsable, sea bajo la modalidad de consignación, locación de servicios, comisión u otras equivalentes, el impuesto será liquidado tomando como base el valor de venta por parte del responsable a operadores en régimen de reventa en planta de despacho, en función al precio promedio ponderado determinado para cada producto gravado conforme el artículo 4°. En los casos de consumo de combustibles gravados de propia elaboración -con la excepción prevista por los párrafos segundo y tercero del artículo 1° de esta ley- o de transferencia no onerosa de dichos productos, se tomará como base imponible el valor aplicado en las ventas que de esos mismos productos se efectúen a operadores en régimen de reventa en planta de despacho.
En los casos en que, por las modalidades de comercialización de los productos gravados, se presenten controversias operadores en régimen de reventa en planta de despacho, o éste no exista, la Administración Federal de Ingresos Públicos establecerá los valores de referencia que deberán considerarse a los efectos de la determinación del gravamen.
Cuando el responsable del impuesto efectúe sus ventas por intermedio de o a personas o sociedades que económicamente puedan considerarse vinculadas con aquél en razón de| origen de sus capitales; de Ja dirección efectiva del negoció; del reparto de utilidades, o de otras circunstancias de carácter objetivo, el impuesto será liquidado tomando como base el valor de venta por parte del responsable a operadores en régimen de reventa en planta de despacho, pudiendo Ja Administración Federal de Ingresos Públicos, en caso de incumplimiento del responsable del impuesto; exigir su pago a esas otras personas o sociedades y sujetarlas al cumplimiento de todas las disposiciones de la presente ley.
En las importaciones, la alícuota se aplicará sobre el valor definido para la aplicación de los derechos de importación, al que se le agregaran todos los tributos a la importación o con motivo de ella, excluidos los citados en el segundo párrafo de este artículo. En el momento en que el importador revenda el producto importado deberá tributar el impuesto que corresponda liquidado sobre la base del valor de venta a operadores en régimen de reventa en planta de despacho. En caso de no ser sujeto pasivo del impuesto, deberá tributar como mínimo el que surja a tomar como base imponible el valor de referencia que establezca la Administración Federal de Ingresos Públicos. En todos los casos se computará cómo pago a cuenta el impuesto ingresado al momento de la importación,
En ningún caso el impuesto de esta ley integrará la base imponible a que se refiere el presente artículo.»
Artículo 102°: Modificación del artículo 7 del Capítulo 1, Título III
Sustitúyase el primer y segundo párrafo del inciso d) del artículo 7° del Capítulo I del Título lli de la ley 23.966, texto ordenado en 1998 y sus modificaciones, por el siguiente:
«Tratándose de los productos indicados en los incisos a), b), c), g) y h) del artículo 4°, se destinen al consumo en la siguiente área de influencia de la República Argentina; provincias del Neuquén, La Pampa, Río Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, el Partido de Patagones de la Provincia de Buenos Aíres y el Departamento de Malargüe de la Provincia de Mendoza.»
Artículo 103°: Modificación adicional del artículo 7 del Capítulo I, Título III
Sustituyese él segundo párrafo del artículo 7° del Capítulo 1 del Título III de la Ley N°23.966, texto ordenado en 1998 y sus modificaciones, por el siguiente:
«Quienes dispusieren o usaren de combustibles, aguarrases, solventes, gasolina natural o de pirólisis, naftas vírgenes, gas olí, kerosene o los productos a qué se refiere el tercer párrafo del artículo 4° para fines distintos dé los previstos en los incisos a), b), c) y d) precedentes, estarán obligados a pagar el impuesto qué hubiera correspondido tributar en oportunidad de la respectiva transferencia, calculándolo a la tasa vigente a la fecha de ésta o a la del momento dé consumarse el cambio de destino, y considerando el precio vigente en uno de dichos momentos, de manera tal que la combinación de alícuota y precio arroje el mayor monto dé impuesto, con más los intereses corridos desde la primera.»
Artículo 104°: Modificación adicionales a los artículos 2 y 7, Capítulo I, Título llI
Elimínese el tercer párrafo del artículo 2° y el segundo párrafo del inciso d) del artículo 7°, ambos del Capítulo 1 del Título III de la ley 23.966, texto ordenado en 1998 y sus modificaciones.
Las para la determinación del valor de venta por parte del responsable a Capítulo 2: Modificaciones al impuesto al dióxido de carbono
Artículo 105°: Modificación del artículo 11 del Capítulo II, Título III
Sustituyese el artículo 11 del Capítulo II del Título lll de la Ley N°23.966,-texto ordenado en 1998 y sus modificaciones, por el siguiente:
«ARTÍCULO 11.- El impuesto establecido por el artículo 10 se calculará con las alícuotas que a continuación se indican para cada producto:
Producto Alícuota
Cuadro de texto: a) NAFTA SIN PLOMO, HASTA 92 RON GRADO UNO (1) 2,4%
b) NAFTA SIN PLOMO, DE MÁS DE 92 RON GRADO DOS (2) 2,4%
c) NAFTA SIN PLOMO, DE MÁS DE 92 RON GRADO TRES (3) 2,4%
d) GASOIL GRADO UNO (1) ej GASOIL GRADO DOS {2}
GASOIL GRADO TRES (3)
KEROSENE 2,3%
DIESEL OIL 2,3%
SOLVENTES 2,4%
AGUARRAS 2,4%
GASOLINA NATURAL 2,4%
NAFTA VIRGEN 2,4% FUELOIL 1,5%
n) COQUE DE PETRÓLEO ñ) CARBÓN MINERAL 1,2%
La base imponible a tomar en cuenta a los fines de la liquidación del impuesto aplicable a la nafta virgen y a (a gasolina natural o de pirólisis, será la correspondiente a la nafta sin plomo, de más de 92 RON.
El Poder Ejecutivo nacional determinará, a los fines de este Capítulo, las características técnicas de los productos gravados no incluidos en el Capítulo anterior, no pudiendo dar efecto retroactivo a dicha caracterización.
A los efectos de este artículo: resultarán también de aplicación las disposiciones del párrafo tercero del artículo 4° del Capítulo I del Título III de esta ley, entendiéndose la excepción prevista en la última parte de dicho párrafo referida al inciso c) del artículo sin número agregado a continuación del artículo 13.
El impuesto de este Capítulo se liquidará aplicando las disposiciones del artículo 6° del Capítulo I, entendiéndose la remisión efectuada a los párrafos segundo y tercero del artículo 1° referida a la excepción mencionada en el segundo párrafo del artículo 10. Para los productos indicados en los incisos j), K) y I) del primer párrafo de este artículo, la referencia al precio neto de venta o valor de venta se entenderá dirigida al que surja de la factura o documento equivalente extendido por los obligados al ingreso de este impuesto.»
Artículo 106º: Modificación del artículo 13 del Capítulo II, Título lII
Sustituyese el artículo 13 del Capítulo II del Título lll de la Ley N°23.966, texto ordenado en 1998 y sus modificaciones, por el siguiente:
«ARTÍCULO 13 — El hecho imponible se perfecciona:
a) Con la entrega del producto, emisión de la factura o acto equivalente, el que fuere anterior.
b) Con el retiro del producto para su consumo, en el caso de los combustibles referidos, consumidos por el sujeto responsable del pago.
En el momento de la verificación de la tenencia del o los productos, cuando se trate de los responsables a que se refiere el último párrafo del artículo precedente,
Con la determinación de diferencias de inventarios de los productos gravados, en tanto no se encuentre justificada la causa distinta a los supuestos de imposición que las haya producido. Tratándose de productos importados, quienes los introduzcan al país, sean o no sujetos responsables de este gravamen, deberán ingresar con el despacho a plaza un pago a cuenta del tributo, el cual será liquidado e ingresado juntamente con los derechos aduaneros y el impuesto al valor agregado, mediante percepción en la fuente que practicará la Administración Federal de Ingresos Públicos. La alícuota del impuesto aplicable será la vigente en ese momento.»
Artículo 107°: Modificación de! artículo 15 del Capítulo II, Título III
Sustituyese el tercer párrafo del artículo 15 del Capítulo 11 del Título 111 de la Ley N°23.966, texto ordenado en 1993 y sus modificaciones, por el siguiente;
«El importe a computar en Cada período fiscal no podrá exceder la suma que resulte de multiplicar la alícuota vigente al cierre del respectivo ejercicio por el precio promedio ponderado por litro correspondiente al mismo ejercicio, por la cantidad de litros descontada como gasto en la determinación del impuesto a las ganancias según la declaración jurada presentada por el período fiscal inmediato anterior a aquel en que se practique el cómputo del aludido pago a cuenta.»
Título XI: Disposiciones complementarias
Capítulo 1: Autoridad de Aplicación
Artículo 108°: Designación.
La Autoridad de Aplicación de la presente ley será la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, o la autoridad que la reemplace en el futuro, salvo por las facultades específicamente otorgadas en esta Ley a la Administración Federal de Ingresos Públicos.
La Secretaría de Energía de la Nación será también la Autoridad de Aplicación competente en relación a las actividades de producción, transporte, almacenamiento, comercialización y exportación del Gas Natural Licuado (GNL).
Capítulo 2: Adhesión de las provincias y contribuciones subnacionales a los regímenes de promoción
Artículo 109°: Adhesión de las provincias.
Los regímenes creados en la presente ley aplicarán exclusivamente para las actividades promovidas llevadas a cabo en el territorio de las provincias que adhieran a todo el contenido de la Ley. Las provincias deberán expresar fehacientemente su adhesión al presente régimen e invitar expresamente a las municipalidades de sus respectivas jurisdicciones involucradas en la producción hidrocarburífera a dictar las normas legales pertinentes en igual sentido. (NdE: fuentes cercanas a la Secretaría de Energía indicaron que la redacción de este artículo fue modificada)
Artículo 11Oº: Determinación de regalías para la producción incrementa! provincial de crudo y Gas Natural
En el caso de las provincias que adhieran al presente régimen, se establece que para la producción incremental provincial de Petróleo crudo y la producción incremental provincial de Gas Natural de los beneficiarios del RGPP y/o del RGPGN, las alícuotas aplicables a los fines del pago de regalías hidrocaburíferas previstas en el art. 59 de la Ley N°17.319 no podrán ser superiores al ocho por ciento (8%) durante vigencia del presente régimen.
Ajos efectos del presente artículo y el subsiguiente, las producciones increméntales provinciales de crudo y Gas Natural de cada beneficiario serán establecidas trimestralmente por la Autoridad de Aplicación, como resultado de las diferencias entre las producciones efectivas del beneficiario de crudo y Gas Natural en la provincia en los doce (12} meses precedentes y la línea base- provincial del beneficiario para esos mismos productos. Para cada uno de ellos, la línea base provincial para cada beneficiario tendrá en cuenta los aspectos sobre grupos económicos definidos en el artículo 11 de la presente Ley, y será definida como el mayor valor entre la producción anual máxima obtenida por el beneficiario en él bienio 2019-2020 y su producción en los últimos doce (12) meses previos a la entrada en vigencia de la presenté ley, en todos los casos para áreas de explotación de esa misma provincia.
En caso de cambio de titularidad o derechos de explotación del todo o parte de áreas de concesión en Ja provincia, la Línea Base Provincial del Titular adquirente deberá incrementarse en un monto equivalente a la Línea Base transferida, en la proporción de los derechos transferidos. La Línea Base del beneficiario cedente será disminuida en un monto equivalente a la Línea Base del área transferida, en la proporción de los derechos transferidos: Este cambio será operativo recién a los doce (12) meses de haberse efectivizado la cesión, siempre que en dicho plazo no se verifique una reducción en la producción del área cedida respecto de su línea base.
Para aquellos beneficiarios que no hayan informado producción de crudo en el bienio 2019-2020 o en los últimos doce (12) meses previos a la entrada en vigencia de la presente ley, la Línea Base Provincial será 0 para el período inicial y todos los períodos subsiguientes, con la excepción del caso previsto en el párrafo anterior para el tratamiento de transferencia de áreas de concesión. Para toda la producción de crudo o Gas Natural que no sea considerada como producción incremental en los términos del presente artículo, se mantendrán las alícuotas de las regalías existentes en cada provincia al momento que cada beneficiario se adhiera al presente Régimen.
Artículo 111°: Determinación de regalías para ¡a producción de petróleo crudo de pozos de baja productividad.
En el caso de las provincias que adhieran al presente régimen, se establece que aquellas nuevas concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas en virtud del REPBP se beneficiarán con una reducción de regalías de hasta el cincuenta por ciento (50%) por parte de la Autoridad Concedente provincial o nacional, según corresponda, en los términos que se establezcan en el decreto reglamentario.
Artículo 112°: Impuesto sobre los Ingresos Brutos.
En el caso de las provincias que adhieran al presente régimen, se establece que tos volúmenes de producción incremental provincial de petróleo crudo y gas natural de los beneficiarios del RGPP y/o del RGPGÑ no podrán tributar una alícuota del Impuesto sobre los Ingresos Brutos superior al. dos por ciento (2%) durante vigencia de (a presente ley.
Para toda la producción de petróleo crudo y gas natural que no sea considerada como producción incremental en los términos del presente artículo, se mantendrán las alícuotas del impuesto a los ingresos brutos existentes en cada provincia al momento de adhesión al respectivo régimen. Las Provincias que adhieran al presente régimen no gravaran con el Impuesto sobre los Ingresos Brutos la exportación de petróleo crudo ni sus derivados, ni el petróleo crudo contenido en las exportaciones de derivados de petróleo crudo, no siendo de aplicación lo. dispuesto por el Punto III, b) del Consenso Fiscal aprobado por Ley 27.429 (B.O, 2/01/2018) y sus modificatorios, en materia de exportaciones.
Capítulo 3: Incumplimientos y sanciones
Artículo 113°: incumplimientos.
A los efectos de la presente ley, constituirán incumplimientos sancionables las siguientes infracciones, con ¡as especificidades que establezca para cada régimen la Autoridad de Aplicación:
Falsedad de las informaciones presentadas bajo declaración jurada ante la Autoridad de Aplicación;
Omisión de presentar información, documentación y/o las declaraciones juradas periódicas o especiales que sean dispuestas por la Autoridad de Aplicación en la reglamentación correspondiente, dentro del plazo establecido para ello;
Obstaculización de los procesos de fiscalización a la Autoridad de Aplicación;
incumplimiento de la inyección de los volúmenes adjudicados en las distintas subastas y/o de inyección al sistema en términos de la curva de producción comprometida;
Incumplimiento de Ja inversión comprometida para los proyectos beneficiados o sus eventuales modificaciones aprobadas por la Autoridad de Aplicación;
Incumplimiento del RPPH, en los términos qué se establece en el Título VIII de la presente norma;
Abandono o retraso graveen desarrollo de los proyectos beneficiados; e
Incumplimiento material de cualquiera de las demás disposiciones y requisitos establecidos en la ley y los que agregasen la reglamentación de ésta y las normas complementarías de la Autoridad de Aplicación.
Artículo 114°: Sanciones aplicables a los beneficiarios
El incumplimiento de las disposiciones de Ja presente Ley, de las de su reglamentación y/o de las establecidas en las normas complementarias de la Autoridad de Aplicación, dará lugar al inicio de las actuaciones administrativas y/o judiciales correspondientes, de conformidad con la reglamentación que emita la Autoridad de Aplicación, ¡a que podrá aplicar cualquiera de las siguientes sanciones, según la gravedad de la infracción, el dañó producido, así como la existencia de situaciones de reincidencia:
Advertencia o apercibimiento;
Multa; de entre cien (100) y mil (1.000) veces el Precio internacional del crudo (PiC) definido en el RGPP de la presente ley;
Suspensión de los beneficios derivados del acogimiento al régimen respectivo por un plazo máximo de cinco (5) años. Mientras esté vigente la suspensión, el beneficiario suspendido deberá cumplir las normas generales aplicables a quienes no cuenten con ¡os beneficios previstos en este régimen;
Establecimiento, según corresponda, de las penalidades establecidas en el punto 50 del Anexo del decreto N’ 892/2020;
Caducidad: de los beneficios otorgados al momento de la comisión de la infracción y la obligación de devolver de manera actualizada todos los beneficios acumulados indebidamente adquiridos, según defina la Autoridad de Aplicación;
inicio de acciones legales: en concomitancia con algunas de las penalidades previamente definidas, cuando la gravedad del incumplimiento asilo requiriese.
Artículo 115°: Sujetos excluidos
No podrán inscribirse a los distintos regímenes de la presente Ley;
a. Las personas humanas y/o jurídicas cuyos representantes o directores o directoras que hubiesen sido condenados o condenadas por cualquier tipo de delito no culposo, con penas privativas de la libertad o inhabilitación, mientras no haya transcurrido un tiempo igual al doble de la condena. Las personas humanas y/o jurídicas que al tiempo de concederle los beneficios tuviesen deudas exigidles e impagas de carácter fiscal o provisional, o cuando se encuentre firme una decisión judicial o administrativa declarando tal incumplimiento en materia aduanera, cambiaría, impositiva o previsional e imponiendo a dicha persona e! pago de impuestos, derechos, multas o recargos.
Las personas que hubiesen incurrido en incumplimiento injustificado de sus obligaciones respecto de regímenes de promoción o contratos de promoción industrial.
Los procesos o sumarios pendientes por los delitos o infracciones a que se refieren los incisos precedentes suspenderán el trámite administrativo hasta su resolución o sentencia firme, cuando así lo dispusiera la Autoridad de Aplicación, teniendo en cuenta la gravedad del delito o infracción imputados.
Capítulo 4: Otras disposiciones complementarías
Artículo 116°: Regímenes previos.
Deróguense los Regímenes de Promoción de Inversiones en el sector que establecen beneficios en materia de regulación cambiaría y derechos de exportación, respecto a las inversiones que tengan lugar con posterioridad a la entrada en vigencia de la presente norma.
Los beneficiarios pre-existentes de tales regímenes tendrán la posibilidad de optar dentro del plazo de 180 días a contar desde la entrada en vigencia de la presente Ley, en los términos que establezca su reglamentación, por continuar en los mismos o beneficiarse de los derechos establecidos en los distintos títulos de esta norma.
