normas contables de la industria petrolera
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NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PETROLERA NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS SEMINARIO CONTABLE DE INTEGRACION Y APLICACION FACULTAD DE CIENCIAS ECONOMICAS UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRES PROFESOR: DR. ADOLFO E. RINALDI 1º CUATRIMESTRE DE 2001 GREGORY MARK PINKAS REGISTRO: 166.129 2 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS INDICE GENERAL CAPITULO I Introducción a la industria petrolera Aspectos principales de la industria petrolera...........................................................................5 Actividades de la industria petrolera.........................................................................................6 Las normas contables americanas Aspectos introductorios generales.............................................................................................8 Comparación de las normas contables americanas con las normas contables argentinas.......11 CAPITULO II Métodos contables aplicables Método de los esfuerzos exitosos............................................................................................12 Método del costo total.............................................................................................................13 Otros métodos..........................................................................................................................13 Normas contables americanas aplicables. Análisis de cada una. FAS 19: Contabilidad y presentación de informes de compañías productoras de petróleo y gas....................................................................................................................14 FAS 25: Suspensión de ciertos requisitos contables para compañías productoras de petróleo y gas............................................................................................23 FAS 69: Revelación de información sobre actividades de producción de petróleo y gas................................................................................................................24 CAPITULO III Los tributos en la industria Canon petrolero.......................................................................................................................25 Regalías...................................................................................................................................25 CAPITULO IV Conclusión..............................................................................................................................30 3 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS ANEXOS Glosario...................................................................................................................................32 Legislación Ley 17.319 – Ley de Hidrocarburos.......................................................................................34 Bibliografía.............................................................................................................................53 4 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Este trabajo tratará de acercarnos a lo que realizan contablemente las empresas dedicadas a la actividad del petróleo en nuestro país. Debemos resaltar que al día de hoy la FACPCE no ha emitido normas contables específicas para esta industria, siendo de referencia las normas contables americanas – US GAAPs-.En primer lugar y a modo de introducción se hará una descripción de la industria de petróleo y de gas y las actividades que comprende, la cual posee ciertos aspectos que necesitan aclararse, y posteriormente se realizará un acercamiento a las normas contables americanas, acerca de su órgano emisor y de los distintos grados de normas existentes. Luego se describirán los métodos de valuación existentes, método de esfuerzos exitosos y método de costo total, y se analizarán las normas contables americanas relacionadas con la industria. El último capítulo se referirá a los impuestos que afectan a la producción de petróleo y gas: regalías y canon minero. CAPITULO I LA INDUSTRIA DEL PETROLEO Y DEL GAS El petróleo es el commodity de mayor comercio en los mercados del mundo. La utilización del gas natural como combustible está expandiéndose en forma acelerada desde que se ha resuelto el problema del transporte. El hombre moderno acepta como natural la continua disponibilidad de petróleo y gas, y los beneficios que de ellos resultan, sin estar al tanto de la complejidad política, económica e histórica de esta industria tan particular y diferente de las demás. Ella se caracteriza por ser la mayor industria extractiva, lo que implica la remoción de estos elementos no renovables en amplia escala; por ser de capital intensiva, por las fuertes y continuas inversiones que exige y finalmente por ser de alto riesgo, dado que las acumulaciones comerciales de hidrocarburos a menudo solo se encuentran luego de varios y costosos intentos fallidos. En el mundo, el petróleo y el gas derivados, en estado gaseoso o líquido, contribuyen con el 60% de la energía utilizada en transporte, industrias, comercios o residencial. Las otras importantes fuentes de energía hoy en uso son la nuclear, el hidrocarburo sólido y la hidráulica, que suelen clasificarse como “renovables”. La producción mundial de petróleo está a cargo de las compañías conocidas como “petroleras”. Estas compañías se agrupan en diferentes categorías: las compañías estatales, las “Mega”, las integradas, las grandes independientes, las independientes, las transportistas de petróleo y gas y, finalmente, las de distribución. Las compañías nacionales son las que tienen como accionista controlador al gobierno del país en que se encuentran y detentan el 80% de las reservas de petróleo y de gas del mundo. Algunas de ellas son PDVSA (Petróleos de 5 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Venezuela), Pemex en México, Petrobras en Brasil, Statoil en Noruega, Sonotrach en Argelia, Aramco en Arabia Saudita, National Iranian Oil Company, etc. La mayoría tienen proyectos conjuntos con compañías privadas de otros países bajo variadas formas contractuales con el objeto de apoyarse mutuamente en el aprovechamiento de capitales y tecnologías. Las tres “Mega” son, luego de las recientes fusiones, Exxon-Mobil, Royal Dutch Shell y British Petroleum-Amoco-Arco. Las integradas son, entre otras, Texaco, Total Fina-Elf, Chevron, Conoco, Repsol-YPF. Las independientes son compañías que operan exclusivamente en la extracción de petróleo: entre las grandes, están Anadarko Petroleum, Marathon Oil, Coastal, Phillips Petroleum, etc.; detrás de ellas están las independientes de variada dimensión entre las que se encuentran la mayoría de las empresas privadas argentinas. Las compañías petroleras pueden producir tanto petróleo como gas, dado que los yacimientos pueden ser predominantemente productores de uno u otro hidrocarburo, aunque ambos surgen en general conjuntamente. La historia prestó mucha atención al petróleo por ser el primero que se usó a escala comercial y porque en torno a él creció y se fortaleció la industria. Pero el uso del gas comenzó a expandirse en forma creciente desde los años ’60, ayudado por la construcción de grandes gasoductos de acero soldado que permiten su transporte a altas presiones. El petróleo y el gas natural cubren en la actualidad el 88% de la demanda energética argentina. Desde 1996 el aporte del gas natural es levemente superior al del petróleo. Esta industria contribuyó con el 6,4% (unos 21.300.000.000 dólares) al PBI interno, representando el 24,5% del Producto Bruto Interno nacional. La Argentina es hoy, juntamente con EE.UU., Gran Bretaña, Canadá y Australia, uno de los cinco países en el mundo que tienen una industria petrolera y gasifera totalmente privada y abierta al juego de los mercados, donde tanto los locales como los extranjeros pueden competir en igualdad de condiciones. ACIVIDADES DE LA INDUSTRIA Uno de los mayores problemas relacionados con la contabilidad de compañías productoras de petróleo y gas reside en comprender las actividades y su terminología. Podemos dividir las actividades de la industria petrolera en downstream, que significa aguas abajo y upstream, aguas arriba, las cuales abarcan las siguientes actividades: 6 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS * Adquisición de propiedades * Exploración UPSTREAM INDUSTRIA * Desarrollo * Producción DEL * Transporte * Distribución PETROLEO DOWNSTREAM * Refinación * Comercialización Este trabajo se centrará en la etapa de upstream, la cual abarca las etapas de la producción del petróleo y del gas. Adquisición de propiedades Incluye todos los gastos de compra, arrendamiento, o de cualquier otra forma de adquisición de una propiedad, probada o no, incluyendo los honorarios de corredores, los costos legales y de registro, y cualquier otro costo incurrido en la adquisición. La adquisición de propiedades puede incluir la transferencia del total o parte de los derechos y responsabilidades de operar esas propiedades (se adquiere un interés operativo) o puede o no incluir esta transferencia (se adquiere un interés no operativo). Exploración Exploración es el término usado en la industria petrolera para designar la búsqueda de petróleo o gas. Es la fase anterior al descubrimiento. Desde el siglo XIX, con los primeros exploradores hasta la actualidad se han ido desarrollando nuevas y muy complejas tecnologías, acompañadas por la formación de técnicas y científicos especializados. Sin embargo el avance tecnológico –que ha permitido disminuir algunos factores de riesgo- no ha logrado aún hallar un método que permita en forma indirecta definir la presencia de 7 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS hidrocarburos. Por ello, para comprobar la existencia de hidrocarburos se debe recurrir a la perforación de pozos exploratorios. En la exploración petrolera participan geólogos, geofísicos y especialistas en ciencias de la tierra. Los métodos que se emplean son muy variados: desde el estudio geológico de las formaciones rocosas que están aflorado en superficie hasta la observación indirecta, a través de diversos instrumentos y técnicas de exploración. Una de las herramientas más utilizadas son los mapas. Hay mapas de afloramientos, mapas topográficos y los mapas de subsuelo. En resumen, comprende todos los costos relacionados con la búsqueda de reservas de petróleo o de gas; incluye los costos correspondientes a los equipos e instalaciones de apoyo de pozos exploratorios y de pozos estratigráficos exploratorios. Desarrollo Incluye todos los costos incurridos al crearse un sistema de pozos productivos, equipos relacionados e instalaciones en reservas probadas, para que pueda extraerse (producirse) el petróleo y/o gas. Los costos de desarrollo se relacionan con reservas probadas específicas, los costos de exploración con reservas no probadas. El costo de construcción de caminos para ganar acceso a reservas probadas es un costo de desarrollo, como lo es el costo de proveer instalaciones para la extracción, tratamiento, recolección y almacenaje de petróleo y/o gas. Producción Incluye los costos de extracción de petróleo o gas hasta la superficie, y los costos recolección, tratamiento, procesamiento y almacenamiento en el campo. La función producción termina en la válvula de salida de la propiedad arrendada o de los tanques almacenamiento de la producción o, en circunstancias inusuales, en el primer punto entrega del petróleo o gas al oleoducto principal, refinería, terminal marítima o compañía transporte. de de de de de LAS NORMAS CONTABLES AMERICANAS – US GAAP ASPECTOS INTRODUCTORIOS GENERALES La emisión de las normas contables americanas es bastante más compleja que lo que conocemos en el ámbito local. En primer lugar depende del ente, si es privado o estatal, para saber cuál es el organismo que emite las normas contables. Nivel estatal. La entidad encargada de emitir las normas contables para los entes estatales es el llamado Consejo Gubernamental de Normas Contables (Governmental Accounting Standard 8 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Board), el cual emite las Normas Contables Gubernamentales (GAS–Governmental Accounting Standards). Nivel privado Las organizaciones encargadas de atender las normas contables de estos entes son el Instituto Americano de Contadores Públicos Matriculados (AICPA–American Institute of Certified Public Accountants) y la Comisión de Valores y Bolsa (SEC–Securities and Exchanging Committe). El AICPA a su vez tiene tres organismos que se encargan de emitir distintas categorías de normas: el Consejo de Normas Financieras Contables (FASB-Financial Accounting Standard Board), organización independiente establecida por contadores públicos para confirmar y establecer principios financieros a adoptar por esta profesión. el Comité Ejecutivo de Contadores (AcSEC-Accounting Standard Executive Committe), el Grupo Especial de Trabajo de Situaciones Nuevas (EITF-Emerging Issues Task Force), dedicada a la detección de hechos nuevos que puedan provocar la adopción de prácticas contables distintas. Las distintas normas que se emiten se dividen en categorías según la jerarquía que tengan, el orden de jerarquía está dispuesto por el SAS-Standard Auditing Statement Nº 69. Así es que tenemos las siguientes normas: Categoría “A”: - - Normas Financieras Contables (FAS-Financial Accounting Standard) emitidas por el FASB. Interpretaciones del FASB (FIn-FASB Interpretations) emitidas por el FASB. Comité de Principios Contables (APB-Accounting Principles Board emitidas por la misma entidad hoy desaparecida y que fue dividida en los tres entes antes mencionados (FASB, AcSEC y EITF). Publicaciones de Investigaciones Contables (ARB-Accounting Research Bulletins) emitidas por el Comité en Principios Contables (Committe in Accounting Principles), entidad que actuó bajo la órbita del AICPA entre los años 1938 y 1959, actualmente desaparecida. Categoría “B”: - Boletines Técnicos (FTB-FASB Technical Bulletins) emitidas por el FASB. Declaraciones de Posición (SOP-Statements of Position) emitidas por el AcSEC. Comunicados Contables y de Auditoria (AAR-Accounting and Auditing Reporting) emitidas por el AcSEC. 9 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Categoría “C”: - Extractos (EITF Abstracts) emitidas por el EITF Boletines de Práctica (AICPA Practice Bulletins) emitidas por el AcSEC. Categoría “D”: - Interpretación Contable (AIN-AICPA Accounting Interpretation) emitidas por el Accounting Principles Board. Preguntas y respuestas publicadas por el staff del FASB. Prácticas reconocidas y vigentes. NORMAS DE FONDO AICPA CAP (ARB) (1938-1959) CT (BT) (1938-1959) APB (APB-AIN) (1959-1973) FASB (FAS, FIN, FTB, CON) (1973- ) AC SEC (AAB, SOP, PB) (1972- ) EITF (EITF, YY-Nº) (1984- ) Evolución de los organismos emisores en el nivel estatal. Respecto a la Comisión de Valores y Bolsa (Securities and Exchange Comission SEC) su accionar se limita a aspectos de exposición de las empresas que están bajo su control, esto es empresas que cotizan en la Bolsa de Valores. 10 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS COMPARACION CON LAS NORMAS CONTABLES ARGENTINAS Las diferencias con las normas contables que tenemos en nuestro país las podemos concentran en tres grupos: diferencias de valuación, de presentación o exposición y temas no previstos en normas locales. En el siguiente cuadro se resumen las principales diferencias: Modelo Unidad de medida Criterio de valuación Capital a mantener ARGENTINA EE.UU. Moneda homogénea Moneda de origen Res. 140/96 FACPCE inflación menor 8% anual Contabilidad histórica. Costo histórico Valores corrientes Costo histórico Financiero Financiero Comparación de normas contables. Respecto a los temas no previstos en las normas locales, entre otros podemos citar a los costos de jubilaciones y pensiones (FAS 87 y 88) y beneficios post-jubilatorios (FAS 106), exposición de información por segmentos (FAS 131), información respecto de instrumentos financieros con riesgo (FAS 119), operaciones de leasing y de lease-backs (FAS 13 y 28), combinación de negocios (APB 16), etc. 11 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS CAPITULO II METODOS CONTABLES APLICABLES Los dos métodos básicos para la contabilización de la producción de petróleo y gas son: Método de los esfuerzos exitosos. Método del costo total. Método de los Esfuerzos Exitosos Requiere una relación de causa y efecto entre los costos incurridos y el descubrimiento de reservas especificas. Por lo general se lleva inmediatamente a gastos el costo incurrido para el cual no se prevé un beneficio futuro especifico. Bajo el método de los esfuerzos exitosos algunos costos se capitalizan mientras que otros se llevan a resultados al incurrirse. Los costos a capitalizarse incluyen: 1- Los intereses (participación) en minerales de propiedades, en forma de derecho a honorarios o un arrendamiento, concesión, u otro interés que representa el derecho a extraer petróleo o gas, incluso los pagos por derechos, por producción pagaderos en petróleo y gas, y otros intereses no-operacionales en propiedades explotadas por otros. 2- Pozos y equipos e instalaciones conexas, entre cuyos costos se incluyen los incurridos para: a) Obtener acceso a reservas probadas y proveer instalaciones para extraer, tratar, recoger, y almacenar el petróleo y el gas, incluso el perforar y equipar los pozos en desarrollo (bien tengan estos éxito o no lo tengan), y los pozos de servicios. b) Perforar y equipar los pozos exploratorios que han encontrado reservas probadas. 3- Equipos e instalaciones de apoyo empleados en las actividades de producción de petróleo y gas. 4- Pozos, equipos e instalaciones que no se han completado. Con excepción de los costos que se acaban de mencionar, todos los demás se registran como gastos al incurrirse en actividades de producción de petróleo y gas. Como ejemplos pueden citarse los costos geológicos y geofísicos, los costos de mantener y retener propiedades no desarrolladas, y los costos de perforar pozos exploratorios que no resultan en reservas probadas. Según el método de los esfuerzos exitosos, todos los costos de adquisición de propiedades se capitalizan al ocurrir y, posteriormente, pueden usarse diferentes métodos para la disposición de esos costos. El FAS-19 se basa en el método de los esfuerzos exitosos. 12 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Método del Costo Total Considera todos los costos de actividades de adquisición y de exploración, exitosas o no, como costos del descubrimiento de reservas. Todos los costos se consideran necesarios para la adquisición, descubrimiento y desarrollo de las reservas de petróleo y/o gas, y por lo tanto también se capitalizan los costos que no pueden relacionarse directamente con el descubrimiento de reservas especificas. Para la aplicación de este método generalmente se selecciona un país como centro de costos, y se capitalizan todos los costos incurridos dentro de ese centro. Estos costos se amortizan subsecuentemente a medida que se van extrayendo las reservas de petróleo y/o gas de ese centro de costo. Para cada centro, los costos capitalizados no pueden exceder el valor de sus reservas. Según el FAS-19, el método del costo total no es aceptable. Sin embargo, como el FAS-25 suspendió la fecha de vigencia del FAS-19 muchas empresas continuaron empleando este método. Las reglas promulgadas para el método del costo total se encuentran en la Regla 4-10 de la Regulación S-X de la SEC, y se titula “Contabilidad Financiera y Presentación de Informes para las Actividades de Producción de Petróleo y Gas en Conformidad con las Leyes Federales de Valores y el Acta de Política Estratégica y Conservación de 1975”. Otros métodos Método del Valor del Descubrimiento Se refiere a métodos de estimación usados para determinar el valor de reservas de petróleo y/o gas, ya sea al descubrírselas o en fecha posterior cuando ya han sido desarrolladas. Los métodos más comunes para la estimación de valores son: 1- Costo corriente: el monto de efectivo que debería pagarse corrientemente para comprar el mismo activo. Es similar al costo corriente de reproducción o reposición. 2- Precio de venta en una liquidación organizada: el monto neto de efectivo que se habría recibido en una liquidación organizada del activo. 3- Precio de venta esperado en el curso legal de las operaciones: el monto de efectivo no descontado que el activo debe rendir en el curso normal de las operaciones:, menos cualquier costo directo incurrido en su liquidación (valor de realización neto). Bajo este método las reservas de petróleo y/o gas se valúan en un monto igual al movimiento neto de efectivo estimado para las reservas. 4- Valor presente del movimiento de efectivo esperado: el valor presente de las entradas de efectivo que se espera generar de las reservas, menos el valor presente de las salidas de efectivo esperadas, que son necesarias para obtener esas entradas. Para calcular esos valores presentes se han recomendado diferentes tasas de descuento, tales como la tasa que cobran los bancos a sus clientes más importantes, el costo de financiamiento de la compañía y la tasa de los bonos del gobierno a largo plazo. Según el método del valor del descubrimiento, los desembolsos por adquisición de propiedades y por otros conceptos, que ocurren con anterioridad al descubrimiento de yacimientos, se difieren y se cancelan cuando las áreas con que se relacionan han sido exploradas y las reservas, si existen, determinadas y valuadas. 13 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Según el FAS-19, el método del valor de descubrimiento no es aceptable. Método del valor corriente. De acuerdo a uno de los cuatro métodos de valuación mencionados anteriormente, las reservas de petróleo y gas son revaluadas a la fecha de cada estado financiero, usando la información mas actualizada disponible. La adquisición de propiedades y otros desembolsos anteriores al descubrimiento se difieren y se cancelan cuando las áreas. correspondientes han sido exploradas y se han determinado y valuado las reservas de petróleo y gas, si existen. La falta de certeza y la poca confiabilidad inherentes a los métodos de estimación hacen que los métodos del valor del descubrimiento y del valor corriente no se consideren deseables para la valuación de reservas de petróleo y gas. Como se han mencionado anteriormente, según el FAS-19 estos dos métodos no son aceptables. NORMAS CONTABLES AMERICANAS APLICABLES FAS Nº 19 – CONTABILIDAD Y PRESENTACION DE INFORMES DE COMPAÑIAS PRODUCTORAS DE PETROLEO Y GAS Introducción. Los principios contables generalmente aceptados para la contabilidad de esta industria se plasmaron en el FAS Nº 19 en el mes de diciembre de 1977 y con fecha de entrada en vigencia para los ejercicios que comenzaban con posterioridad al 15 de diciembre de 1978. Su objetivo es describir los principales procedimientos para la contabilización de las actividades de producción de petróleo y gas, utilizando el método de esfuerzos exitosos. El FAS Nº 19 define los criterios solamente para las actividades de producción de petróleo y gas. No define criterios para transporte, refinación y comercialización. Tampoco se aplica para la producción de otros recursos minerales no renovables como la producción de vapor geotérmico y la extracción de hidrocarburos de arcillas petrolíferas, de arenas alquitranadas y del carbón. Activos de una empresa de petróleo. El FAS Nº19 identifica que las empresas productoras de petróleo y gas poseen tipos especiales de activos cuyos costos deben ser capitalizados cuando son incurridos: - Propiedades (intereses minerales en propiedades): incluye tanto las no probadas como las probadas. Pozos y equipamientos e instalaciones relacionadas. Equipamientos e instalaciones de soporte utilizados en actividades de producción de petróleo y gas. 14 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS - Pozos, equipamientos e instalaciones incompletos. No resultan una adquisición de activos y, por lo tanto deben ser cargados a resultados cuando son incurridos, los siguientes costos: - Gastos geológicos y geofísicos. Costo de retener propiedades no desarrolladas. Costo de perforar pozos exploratorios y pozos de prueba estratigráficos exploratorios que no han encontrado reservas probadas. Costo de actividades de exploración y perforación (E&P). - Adquisición de propiedades (Intereses minerales en propiedades) Costos incurridos Incluye los costos incurridos para comprar, adquirir, arrendar (leasing) u otra forma de adquirir intereses que representen el derecho de explorar, perforar y producir petróleo y gas en una propiedad (probada o no probada). Deben ser capitalizados cuando se incurren e incluyen: - Arrendamiento (leasing), concesión u otro interés que represente el derecho de extraer petróleo o gas, sujeto a sus términos (bonus de arrendamiento y opciones de compra o arrendamiento de propiedades). - Porción de los costos aplicables a los minerales cuando se adquiere la tierra incluyendo los derechos sobre los minerales (fee ownership). En este caso el costo es distribuido entre los minerales y los derechos de superficie proporcionalmente al valor de mercado relativo a los derechos, si es conocido. - Costos legales, de intermediación, registro y otros incurridos en la adquisición de propiedades. - Intereses en regalías, pagos en producción pagable en petróleo o gas y otros intereses no operacionales. - Acuerdos con gobiernos extranjeros o autoridades, en los cuales, una empresa participa en la operación de propiedades o sirve de productor de reservas. - Costos de estudios geológicos y/o geofísicos realizados en propiedades de terceros, reembolsables en caso de no encontrar reservas probadas o con derecho a participación en caso de reservas probadas. El costo de adquisición de propiedades no incluye acuerdos de provisión de contratos que representen el derecho de adquirir (y no extraer) petróleo y gas. Contabilización Las propiedades deben ser clasificadas como no probadas (sin reservas probadas) y probadas (con reservas probadas). Los costos de adquisición de propiedades (intereses minerales en propiedades) no probadas deben ser capitalizados como “Propiedades no probadas”. Las propiedades periódicamente deben ser verificadas de forma de determinar su inviabilidad. Cuando se encuentran reservas 15 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS probadas atribuidas a propiedades, sus costos de adquisición deben ser reclasificados para “Propiedades probadas” para su posterior amortización. Los costos de adquisición de propiedades (intereses minerales en propiedades) probadas deben ser capitalizados como “Propiedades probadas”, y amortizados por el método de unidades producidas, y de esta manera formar parte del costo de petróleo y gas producidos. - Exploración Costos incurridos Los costos de exploración son incurridos para: - Identificar áreas que deben ser examinadas. Examinar áreas especificas con posibilidades de contener reservas de petróleo y gas, incluyendo la perforación de pozos exploratorios y pozos estratigráficos. Los costos de exploración pueden incurrirse antes (algunas veces referido como prospección) o después de la adquisición de la propiedad. Los principales costos de exploración (que incluyen depreciaciones y costo de operación de equipamiento e instalaciones de soporte y otros costos de actividades exploratorias) son: a) Costos de geología y geofísica: incluyen todos los costos incurridos para realizar estudios de geología y geofísica (G y G) y los costos de derechos de acceso a las propiedades para realizar tales estudios, incluyendo cualquier daño o alquiler pagado a los dueños de superficie. Son costos similares a los de investigación pues son incurridos para tener informaciones. Su correlación con descubiertas futuras (meses o años después) es muy difícil o imposible y tal vez no ocurra en el momento en que los costos son incurridos. b) Costos de mantener propiedades no desarrolladas: son incurridos primariamente para mantener los derechos de propiedad, y no adquirirlos. Incluyen: - canon - impuestos “ad valorem” - costos legales para la defensa del título - mantenimiento de tierra y de los registros de arrendamiento, incurridos para mantener, avalar y actualizar los registros de arrendamiento de la compañía. Incluye salarios, materiales y abastecimientos. c) Contribuciones por pozos secos y contribuciones por fondos de pozo (Test Well Contributions): son pagos realizados de una compañía A para otra B, a cambio de información especifica de G y G obtenida por la compañía B durante la perforación de una propiedad vecina. Como son en esencia costos de G y G, tienen el mismo tratamiento descripto para G y G. d) Costos de perforar y equipar pozos exploratorios. e) Costos de perforar pozos estratigráficos exploratorios. Contabilización Costos de G y G, de mantenimiento de propiedades no desarrolladas y de contribuciones de fondos de pozos secos no derivan en adquisición de activos, y por lo tanto 16 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS deben ser cargados a resultado cuando se incurren. La compañía que recibe las contribuciones por pozo seco o por fondo de pozo, debe tratar el valor recibido como una reducción de los costos intangibles de producción. Antes de la perforación del pozo generalmente se realizan estudios de G y G para determinar el lugar específico de perforación. A pesar de tratarse de costos de G y G, estos son considerados como parte del proceso de perforación y por lo tanto deben ser contabilizados como tal. Los costos de perforar y equipar pozos exploratorios y de perforar pozos estratigráficos exploratorios, deben ser capitalizados como costos de pozos, equipamientos e instalaciones incompletas, esperando la determinación de encontrar reservas probadas. Si el pozo encuentra reservas probadas, los costos deben pasar a ser parte de pozos, equipamientos e instalaciones relacionadas con la empresa (aunque no sea completado como pozo productor). En caso de no encontrar reservas probadas, los costos deben ser reclasificados a gastos. El procedimiento antes mencionado, se basa en el hecho de que, según el método de esfuerzos exitosos, se requiere una relación directa entre los costos incurridos y las reservas, para que los mismos sean caracterizados como activos. Por lo tanto, solo los costos de exploración con sucesos son considerados como parte de los costos del petróleo y gas. Los costos de estudio de G y G realizados por empresas en propiedad de terceros, reembolsables en caso de no encontrar reservas probadas y con derecho a participación en caso de encontrar reservas probadas, deben ser en principio registrados como cuentas a recibir. Después de determinar si el pozo encuentra reservas probadas se lo debe capitalizar como participaciones generales y en caso de no encontrar reservas probadas se debe cobrar el monto involucrado. - Desarrollo Costos incurridos Los costos de desarrollo (incluyendo depreciaciones y costos de operación de equipamientos de soporte e instalaciones) son incurridos para preparar las reservas probadas para la producción, esto es, obtener acceso a las reservas probadas y para proveerse de las instalaciones para extraer, tratar, recoger y almacenar el petróleo y el gas. Son costos incurridos básicamente para: a) Obtener acceso a la ubicación del pozo y prepararla para la perforación incluyendo la supervisión de la ubicación de pozos con el objeto de determinar locaciones específicas de perforación de desarrollo, limpieza del área, drenaje, construcción de caminos, reubicación de caminos públicos, gasoductos y líneas de transmisión eléctrica, hasta el punto necesario para desarrollar las reservas probadas. b) Perforar y equipar pozos de desarrollo, pozos estratigráficos de desarrollo y pozos de servicio, incluyendo los costos de plataformas y de equipos de pozos como encamisado (casing), entubado (tubing), equipo de bombeo e instalaciones de cabeza de pozo. c) Adquirir, construir e instalar medios de producción como tuberías para transporte, separadores, equipo para tratamiento, calentadores, múltiples, artefactos de medición, tanques de almacenamiento, plantas de procesamiento y de reciclado de gas y sistemas de procesamiento de desechos. 17 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS d) Establecer métodos de recuperación eficientes. Contabilización Todos los costos de desarrollo deben ser capitalizados, independientemente del éxito de los pozos. Tales costos de perforación y construcción de los equipamientos e instalaciones, deben ser incluidos en los costos de los pozos, equipamientos e instalaciones incompletos hasta que el final de la perforación o construcción esté completo. El procedimiento antes mencionado se basa en el hecho de que, a diferencia de los costos de perforación exploratoria, se considera que el objetivo de las actividades de desarrollo es construir un sistema de producción de pozos, equipos e instalaciones siguiendo el método de esfuerzos exitosos para que las mismas sean caracterizadas como activas. - Producción Costos incurridos Son costos incurridos para extraer el petróleo y el gas a la superficie y acumular, tratar, procesar en campo (por ejemplo proceso del gas para extraer los hidrocarburos líquidos) y almacenar (en el campo) el petróleo y el gas. A las fines del FAS Nº 19, la producción termina en la válvula de salida del área arrendada o del tanque de almacenamiento del campo. En caso de existir alguna circunstancia especial, se puede entender que el final de la etapa de producción es el primer punto en el cual el petróleo y el gas son entregados a un ducto principal, una transportadora, una refinería o una terminal marítima. Los costos de producción son aquellos incurridos para operar y mantener los pozos, equipamientos e instalaciones, incluyendo depreciaciones y costos de operación de equipos e instalaciones de soporte y otros costos de operación y mantenimiento de aquellos pozos y sus equipos e instalaciones. Tales costos formarán parte del costo de producción del petróleo y del gas. Son ejemplos de costos de producción: a) Personal que opera los pozos, equipos e instalaciones relacionadas. b) Reparaciones y mantenimiento. c) Materiales, abastecimientos y combustibles consumidos y servicios utilizados en la operación de los pozos, equipos e instalaciones relacionadas. d) Los impuestos a la propiedad y seguros aplicables a las propiedades probadas y a los pozos, equipos e instalaciones relacionadas. La depreciación, agotamiento y la amortización de los costos capitalizados de adquisición, exploración y desarrollo también forman el costo del petróleo y del gas. 18 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Contabilización Los costos de producción del petróleo y del gas forman parte del costo del petróleo y del gas producido - Adquisición de equipos e instalaciones de apoyo Los costos de adquisición y construcción de equipos e instalaciones de apoyo utilizados en las actividades de producción del petróleo y del gas deben ser capitalizados. Ejemplos de estos equipos e instalaciones son: - Equipo sísmico, de perforación, de construcción, etc. - Vehículos, talleres de reparación, almacenes, puntos de abastecimiento, campamentos - Oficinas de división, distrito y campo. Cualquier costo de depreciación y operación de equipos de apoyo e instalaciones debe ser contabilizado como exploración, desarrollo o producción según sea utilizado en algunas de estas actividades. Si fuera utilizado en más de una actividad, debe ser prorrateado por alguna base de distribución lógica como por ejemplo horas insumidas. Tratamiento de los costos capitalizados. Conforme se ha mencionado en los ítems anteriores, los costos incurridos en actividades de exploración y desarrollo de la producción, que resultan en adquisición de activos son clasificados de la siguiente forma: ACTIVO Propiedades no probadas FASE Adquisición Propiedades probadas Adquisición Pozos, equipos e instalaciones relacionadas Exploración Pozos, equipos e instalaciones relacionadas Desarrollo de la producción COSTO Adquisición de propiedades no probadas Adquisición de propiedades probadas - Adquiridas probadas - Reclasificación de no probadas Perforar y equipar costos exploratorios y estratigráficos no exploratorios, que hayan encontrado reservas probadas Obtener acceso a reservas probadas y establecer instalaciones para extraer, tratar, reunir y almacenar petróleo y gas, incluyendo la perforación y el equipamiento de pozos de desarrollo, pozos estratigráficos de desarrollo (con éxito o no) y pozos de servicio. 19 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Equipos e instalaciones de Exploración, desarrollo de apoyo utilizados en las la producción y actividades de producción de producción petróleo y gas Pozos, equipos e instalaciones incompletos Exploración Pozos, equipos e instalaciones incompletos Pozos, equipos e instalaciones incompletos Desarrollo de la producción Desarrollo de la producción Adquisición o construcción de equipos e instalaciones de apoyo utilizados en actividades de producción de petróleo y gas Perforar y equipar pozos exploratorios y estratigráficos exploratorios aún no completados Perforar y equipar pozos de desarrollo aún no completados Adquirir o construir equipos e instalaciones aún no completados o instalados Tales activos serán tratados de la siguiente forma: a) Propiedades no probadas Las propiedades no probadas deben ser periódicamente verificadas a fin de determinar su inviabilidad. Una propiedad puede ser considerada inviable cuando, por ejemplo se ha perforado un pozo seco y la empresa no tiene intenciones de continuar perforando. También la probabilidad de inviabilidad total o parcial de una propiedad aumenta conforme el plazo de expiración del contrato se aproxima, no existiendo inicio de perforación en la propiedad o en propiedades vecinas. Si el resultado de verificaciones indica inviabilidad, debe ser reconocida una pérdida a través de una provisión que puede ser efectuada propiedad por propiedad (costo de adquisición individual significativo) o a través de un grupo de propiedades (costo de adquisición individual no significativo). Cuando las reservas probadas son encontradas o de otra forma, atribuidas a la propiedad, tal propiedad debe ser reclasificada para probada. Ocasionalmente, una única propiedad o un contrato de leasing o una concesión extranjera, cubren un área tan vasta que solo parte de la propiedad a la cual las reservas probadas pertenecen, determinada en base a aspectos geológicos estructurales o condiciones estratigráficas, debe ser reclasificada. Para una propiedad que fue considerada inviable individualmente, el valor líquido (costo de adquisición menos provisión), debe ser reclasificado para las reservas probadas. Para las propiedades agrupadas, para amortizar el costo bruto (adquisición). b) Propiedades probadas Los costos de adquisición de propiedades probadas deben ser amortizados por el método de las unidades producidas, de forma tal que cada unidad producida recibirá una porción prorrateada de costos. La amortización puede ser calculada propiedad a propiedad o a través de algún agrupamiento razonable de propiedades con estructura geológica o condiciones estratigráficas comunes tal como un reservorio o un campo. Los costos de participación en regalías que no son individualmente significativos pueden ser agrupados para el cálculo de la amortización. En caso de que no haya información disponible de las cantidades aplicables a las participaciones en regalías, podrá ser utilizado un método diferente al de las unidades 20 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS producidas. Los coeficientes de amortización deben ser recalculados cuando existan revisiones o al menos una vez al año y registradas como cambios en las estimaciones c) Pozos, equipos e instalaciones relacionadas Los costos capitalizados de perforación exploratoria y de desarrollo deben ser amortizados por el método de las unidades producidas. Puede ser apropiado en algunos casos depreciar plantas de procesamiento y reciclaje de gas por otro método. La amortización puede ser calculada propiedad a propiedad o a través de algún agrupamiento razonable de propiedades con estructura geológica o condiciones estratigráficas comunes tal como un reservorio o campo. El costo unitario debe ser calculado en la estimación de las reservas probadas desarrolladas como en el caso de los costos de adquisición. Si existen costos de desarrollo significativos (tales como los de una plataforma de producción off-shore) que son incurridos relacionados a un grupo planificado de pozos, antes que todos estos pozos estén perforados, será necesario excluir una porción de estos costos de desarrollo para calcular la tasa de amortización unitaria hasta que los demás pozos sean perforados. En forma similar, será necesario excluir las reservas probadas que serán producidas solamente cuando ocurra algún costo de desarrollo significativo como sistema de mejoría de recuperación. En ningún caso los costos futuros de desarrollo deberán ser provisionados para el cálculo de la tasa de amortización. Las tasas deben ser revisadas siempre que exista una indicación de necesidad de revisión o al menos anualmente y si hubiera variación deberá ser tratada como un cambio en las estimaciones. d) Equipos e instalaciones de apoyo utilizados en las actividades de producción de petróleo y gas Como se ha mencionado, la depreciación de los mismos, debe ser contabilizada como costos de exploración, desarrollo o producción según se los haya apropiado. e) Pozos equipos e instalaciones incompletas 1- Costos de exploración Los costos de perforar y equipar pozos exploratorios y estratigráficos exploratorios aún no completados deberán ser reclasificados para pozos, equipos e instalaciones relacionadas a la empresa (aunque no se haya completado como pozo productor) en el caso que el pozo haya encontrado reservas probadas. En el caso que el pozo no haya encontrado reservas probadas, sus costos deberán ser reclasificados a gastos. Esta determinación ocurre normalmente durante o después de completarse la perforación. Cuando el pozo encuentra reservas que no pueden ser clasificadas como probadas después de completarse la perforación se lo debe encuadrar en una de las siguientes situaciones: a- Pozos exploratorios que requieren grandes inversiones para producir: En este caso el pozo depende de grandes inversiones para producir que deben ser justificadas para que sus reservas sean clasificadas como probadas. Tal justificación depende de que se encuentren otros pozos con cantidades suficientes en reservas. Esta situación ocurre principalmente en áreas remotas que exigen la construcción de un ducto, por ejemplo. Estos costos se mantienen en el activo aguardando la determinación desde que: 21 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS - El pozo tenga reservas suficientes para justificar su finalización si se realizan las inversiones - La perforación de los pozos adicionales se está realizando o está planeada para un futuro próximo. En caso contrario, los costos deben ser cargados a gastos b- Todos los demás pozos exploratorios con reservas: Ante la imposibilidad de determinar si pueden ser consideradas probadas o no, sus costos no deberán permanecer en el activo por más de un año desde su finalización. c- Pozos estratigráficos exploratorios: Estos pozos son normalmente perforados en propiedades no probadas off-shore. Frecuentemente el pozo encuentra reservas después de su finalización pero su clasificación como probadas depende de que las inversiones (normalmente una plataforma de producción) son justificadas. Las cuales dependen de que otros pozos estratigráficos exploratorios encuentren cantidades adicionales de reservas suficientes. En este caso, los costos continuarán en el activo pendiente de terminación desde que: - El pozo encontró una cantidad de reservas que justifican su finalización para producción en caso de que no haya sido simplemente un pozo estratigráfico. - Ya están siendo perforados los pozos estratigráficos adicionales o están planeados para un futuro próximo. En caso contrario, sus costos deberán ser llevados a resultados. 2- Costos de desarrollo Los costos de perforar y equipar pozos de desarrollo aún no completados y de adquirir o construir equipos e instalaciones aún no completados o instalados deben aguardar su finalización para que sean reclasificadas a pozos, equipos e instalaciones relacionadas. f) Costos de desmantelamiento y residuales. Los costos estimados de desmantelamiento, restauración y abandono y los valores estimados residuales deben ser tomados en cuenta para determinar las tasas de amortización y depreciación. g) Amortización de los costos relacionados a las reservas de petróleo y gas producidos conjuntamente. El método de las unidades producidas requiere que el número total de unidades de reservas de petróleo y gas en una propiedad o grupo de propiedades sea estimado y que el número de unidades producidas en el período corriente sea determinado. En los casos en que las propiedades contengan reservas de petróleo y de gas, ambos deben ser convertidos en una unidad de medida común basado en su contenido energético (sin considerar el precio de venta). Sin embargo, si se espera que la proporción relativa de petróleo y gas extraído en el período corriente continúe a lo largo de la vida productiva de la propiedad la amortización puede ser computada basándose en uno de los dos minerales solamente. Igualmente si el petróleo o el gas dominan claramente las reservas y la producción corriente (basado en el 22 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS contenido energético) la atomización podrá ser computada basada sólo en el mineral dominante. h) Informaciones disponibles después de la fecha del balance. Las informaciones disponibles después de la fecha final del balance pero antes de que sea emitido deben ser tomadas en cuenta para evaluar las condiciones existentes en la fecha del balance (por ejemplo la evaluación de propiedades no probadas y la determinación de si el pozo estratigráfico de test exploratorio encontró reservas probadas) i) Abandono de propiedades. Cuando una propiedad no probada es abandonada o de otro modo considerada sin valor sus costos capitalizados de adquisición deben ser enviados contra una provisión para inviabilización. Si la provisión fuera inadecuada la pérdida deberá ser reconocida. Normalmente si solo un pozo o un ítem de un equipo es abandonado o retirado por obsoleto o si un contrato individual u otra parte de un grupo de propiedades probadas que constituyen la base de la amortización es abandonada en tanto el resto continúa produciendo, ninguna pérdida o ganancia deberá ser reconocida. En este caso el activo abandonado deberá ser considerado como totalmente amortizado y su costo registrado como depreciación o amortización. Cuando el último pozo de una propiedad (que es base para la amortización) o grupo de propiedades (si la amortización está basada en un agrupamiento) deja de producir y la propiedad total o grupo de propiedades es abandonada deberá ser reconocida una ganancia o pérdida. Ocasionalmente el abandono parcial de una propiedad probada o grupo de propiedades probadas o equipos e instalaciones relacionadas puede ser resultante de un evento catastrófico u otra anormalidad. En estos casos deberá ser reconocida una pérdida en el momento del abandono. FAS Nº 25 – SUSPENSION DE CIERTOS REQUISITOS CONTABLES PARA COMPAÑIAS PRODUCTORAS DE PETROLEO Y GAS Cuando el FAS Nº 19 debía entrar en vigencia la Comisión de Valores y Bolsa de los Estados Unidos rechazó sus contenidos por lo cual el FAS Nº 19 fue modificado en febrero de 1979 por el FAS Nº 25. Este FAS suspende la fecha efectiva de entrada en vigencia de la aplicación de los requerimientos del FAS Nº 19 relacionado al método contable de esfuerzos exitosos. Las compañías productoras de petróleo y gas que no están sujetas a los requerimientos de la SEC están autorizadas para continuar con sus métodos contables del valor corriente. Mantiene, con corrección de la fecha efectiva: - Los requerimientos de la asignación del impuesto a la renta del FAS Nº 19. - Los requerimientos del FAS Nº 19 para clasificar los pagos de la producción pagables en efectivo como deuda. - Los requerimientos del FAS Nº 19 relacionados con la revelación de las cantidades de las reservas, los costos incurridos y los costos capitalizados pero autoriza la 23 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS notificación requerida de las cantidades de las reservas sea realizada por afuera de los estados contables. Por último requiere la notificación del método contable de costos incurridos en las actividades de petróleo y gas. FAS Nº 69 – REVELACION DE INFORMACION SOBRE ACTIVIDADES DE PRODUCCION DE PETROLEO Y GAS El FAS Nº 69 fue emitido en noviembre de 1982 y requiere que una compañía petrolera publique anualmente en sus demostraciones financieras ciertos datos y estadísticas de sus actividades, entre las cuales podemos destacar: - Cantidades netas de las reservas comprobadas de petróleo y gas al inicio del ejercicio así como el detalle de las modificaciones en las reservas comprobadas. - Costos activados relativos a las actividades de producción de petróleo y gas y la correspondiente amortización, agotamiento y depreciación, así como las previsiones al cierre del ejercicio. - Costos incurridos para la adquisición de inmuebles conteniendo petróleo y gas, así como en actividades de exploración y desarrollo, durante el ejercicio. - Detalle de los resultados de operaciones de las actividades de producción de petróleo y gas durante el año. - Medición estandarizada del flujo neto de caja relativo a las cantidades de reservas comprobadas de petróleo y gas al cierre del año, con detalle de los cambios en la medición estándar durante el año. Además modifica algunos requisitos de exposición incorporados en el FAS Nº 19 y Nº 25 y adopta algunos de los requisitos de exposición exigidos por la Comisión de Valores y Bolsa de los Estados Unidos a las compañías que tienen actividades de producción de petróleo y gas. Entre otros requerimientos se encontraba la obligación de revelar información suplementaria sobre costos corrientes pero esta fue anulada por el FAS Nº 89. Por último obliga a que todas las compañías dedicadas a la producción de petróleo y gas reporten en sus estados contables el método de contabilidad empleado para contabilizar los costos incurridos en estas actividades. Otras normas americanas relacionadas con la industria es el FAS Nº 89 –informes financieros y precios cambiantes-, FIN Nº 33 – aplicación de la declaración Nº 34 de FASB a operaciones de producción de petróleo y gas contabilizadas según el método del costo total- y el FIN Nº 36 –contabilización de pozos exploratorios que están en progreso al final del período-. 24 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS CAPITULO III LOS TRIBUTOS EN LA INDUSTRIA En este capitulo se describirán los dos tributos característicos de las industrias productoras del petróleo y del gas: el canon y las regalías. CANON PETROLERO Cuando una empresa obtiene un permiso de exploración por parte de la Secretaria de Energía de la Nación, el citado permiso esta sujeto al pago del canon establecido en el Articulo 57 de la Ley Nº 17.319 –Ley de Hidrocarburos-. Dicho canon consiste en un pago anual fijo y por adelantado, calculado sobre la superficie (Km²) del área otorgada y que va incrementándose en cada uno de los períodos en que se subdivide el plazo básico del respectivo permiso. El pago de dicho canon ha sido actualizado por el Decreto 2057/91, que fija los siguientes montos: - Primera etapa: $ 10,56 por Km² / año. Segunda etapa: $ 21,12 por Km² / año. Tercera etapa: $ 31,68 por Km² / año. REGALIAS De acuerdo al Decreto Nº 1671/69 que reglamenta la Ley 17.369 el monto de las regalías de los hidrocarburos es del 12% y se determina mensualmente sobre la producción computable. El concesionario puede solicitar la reducción del porcentaje aplicable a cada boca de pozo, cuando acredite fehacientemente que la producción obtenida no resulta económicamente explotable en virtud de la cantidad y calidad de los hidrocarburos extraídos, la profundidad de los estratos productivos o la ubicación de los pozos. En el mismo Decreto Reglamentario se dan las siguientes definiciones: 1) Hidrocarburos líquidos: a) Petróleo crudo: hidrocarburos extraídos del subsuelo que mantienen el estado liquido a presión de 760 mm de Hg y temperatura de 15.6ºC. b) Gasolina: aquellos recuperados del gas natural en separadores sin proceso de elaboración o tratamiento en plantas especiales, que se estabilizan a temperatura de 15.6ºC y presión de 760 mm de Hg. 2) Gas Natural: Hidrocarburos gaseosos extraídos del subsuelo una vez separada la gasolina que mantienen ese estado a presión de 760 mm de Hg y temperatura de 15.6ºC. 3) Producción computable: a) Para los hidrocarburos líquidos, la que resulta de deducir de la producción total de acuerdo a las normas que fije la Autoridad de aplicación: 25 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS 1) El agua e impurezas que contengan los hidrocarburos extraídos. 2) El volumen cuyo uso sea justificadamente necesario para el desarrollo de las explotaciones y exploraciones en cualquiera de las áreas en que el concesionario fuere titular de derechos regidos por la Ley Nº 17.319. 3) El volumen de las pérdidas producidas por caso fortuito o de fuerza mayor, debidamente comprobadas y aceptadas por la Autoridad de aplicación, ocurridas durante la extracción o su traslado hasta el lugar de medición. b) Para el gas natural: los volúmenes que el concesionario vendiere, cuyo usufructo permitiese a terceros, o cualquier otro volumen efectivamente aprovechado en actividades que no sean necesarias a la explotación o exploración en cualquiera de las áreas en que el concesionario fuere titular de derechos regidos por la Ley Nº 17.319 cuando se tratare de un yacimiento declarado como prevalentemente gasifera por la Autoridad de aplicación, se presumirá que el concesionario aprovecha efectivamente la totalidad del gas natural extraído, incumbiendo a este la prueba de que ha sido empleado en requerimientos propios o se ha perdido por caso fortuito o de fuerza mayor. c) Los sistemas de medición aplicables serán determinados por la Autoridad de aplicación. 4) Boca de pozo: a los efectos de la valuación de la regalía y de la determinación del lugar en que el Estado pueda percibirla sin computar costo alguno de transporte, se entenderá por “boca de pozo” el lugar donde concurran los hidrocarburos de uno o varios pozos que conformen una unidad de explotación caracterizada por la calidad similar de su producción y donde se puedan efectuar las mediciones en las condiciones técnicas que determinen la Autoridad de aplicación. 5) Lugar de medición de la producción computable. a) De petróleo crudo: en boca de pozo. b) De gasolina: a la salida de los separadores, siempre que no sea incorporada al petróleo crudo. c) De gas natural: donde pueda efectuarse la medición de los volúmenes producidos, luego de la extracción de la gasolina. El concesionario, de acuerdo a los sistemas de medición determinados por la Autoridad de aplicación, someterá a la aprobación de esta los lugares de medición, lo que dará su consentimiento si reúnen condiciones técnicas y practicas que aseguren la efectividad del control. El concesionario practicará una liquidación bajo declaración jurada, de la regalía correspondiente a cada mes calendario, por cada concesión de la que fuere titular. Esta liquidación será presentada a la Secretaria de Energía el día 15 siguiente al vencimiento del mes a que corresponda dicha liquidación. La calidad de los hidrocarburos que se declaren representará, con relación a cada “boca de pozo”, el promedio ponderado de la calidad de la producción mensual, la que se determinará por la densidad de los hidrocarburos líquidos o por el poder calorífico del gas natural. Al solo efecto del pago de la regalía en efectivo o para su valorización en el caso de pago en especie los concesionarios tomarán como valor de “boca de pozo”, el que fije la Autoridad de aplicación conforme con el Articulo Nº 61 de la Ley Nº 17.369. 26 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Para su determinación podrá aplicar métodos de cálculo simplificados y operar con cifras promedio sean regionales o nacionales según corresponda. En los casos en que así lo estime necesario la Autoridad de aplicación establecerá el valor “boca de pozo” teniendo en consideración entre otros factores, la calidad de los hidrocarburos, el proceso de industrialización, el valor de los productos derivados de aquellos petróleos, etc. A continuación se presenta un modelo de DD.JJ. utilizado por las compañías argentinas para el pago de las regalías. 27 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS ANEXO Nro. I A LA RESOLUCION S.E. Nro. 188 / 93 PAGO DEFINITIVO DE REGALIAS DE GAS NATURAL DE BAJA PRESION (Tres Etapas de Compresión) POR YACIMIENTO Y POR PROVINCIA DECLARACIÓN JURADA DEL MES DE: CONCESIONARIO: YACIMIENTO: PROVINCIA: DECRETO DE CONCESIÓN DE AREA: PARTICIPACIÓN EN LA PRODUCCIÓN (%): I) CALCULO DEL VALOR BOCA DE POZO VOLUMEN Mm³ PRECIO DE VENTA U$S/Mm³ FLETE U$S/Mm³ GASTOS DE COMPRESION U$S/Mm³ GASTOS DE TRATAMIENTO U$S/Mm³ V.B.P. U$S/Mm³ 1.000.000 50.00 0.00 2.50 2.50 45.00 VENTA MERCADO EXTERNO 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 TRANSFERENCIAS SIN PRECIO (A proceso de elaboración) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.000.000 50.00 0.00 2.50 2.50 45.00 VENTAS MERCADO INTERNO PROMEDIO PONDERADO POR VOLUMEN II) CALCULO DEL VOLUMEN Y PAGO DE REGALIAS 1- PRODUCCION TOTAL (Mm³) (De igual densidad) 2- DEDUCCIONES (Mm³) [ A) + B) + C) A) CONSUMO INTERNO B) PERDIDAS POR FURZA MAYOR C) REINYECCION AL YACIMIENTO 3- PRODUCCION COMPUTABLE (Mm³) [ 1) + 2) 4- PORCENTAJE A APLICAR 5REGALIAS 6A PAGAR $ 7PAGO ANTICIPADO $ 8- 99.000,00 0,00 0.00 0.00 0.00 99.000,00 12 % A PAGAR DEFINITIVO $ 15.000 ,00 FIRMA Modelo de liquidación de regalías de gas natural s/ Res. 188/93 28 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Ingresos por regalías. A modo ilustrativo se acompaña cuadro de los ingresos percibidos por las provincias en el año 2000. Los montos se muestran en pesos. Chubut Formosa Jujuy La Pampa Mendoza Neuquen Río Negro Salta Santa Cruz Tierra del Fuego Estado Nacional Total Gas natural 1,982,138 0 14,598 265,546 470,931 123,633,899 2,854,306 33,450,720 13,117,102 17,901,757 7,946 193,697,943 Petróleo 113,999,780 4,354,471 566,939 9,542,556 116,733,749 280,268,817 52,582,089 18,974,199 186,834,414 35,012,422 1,747,580 820,617,016 29 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS CONCLUSION A los fines de contabilizar sus operaciones, las compañías argentinas que se encuentran dentro de la industria productora de petróleo y gas se basan en las Normas Contables de los Estados Unidos de América específicas para esta industria, por lo cual podemos decir que existe un “vacío” en nuestras propias normas contables. Esto es consecuencia de que a nivel local no se emiten normas particulares por industria tal como ocurre en los Estados Unidos de América donde cada actividad industrial posee su norma contable específica, por ejemplo el FAS Nº 69 para la industria del petróleo, el FAS Nº 86 para compañías productoras de software de computación, el FAS Nº 63 destinada a empresas de comunicaciones, etc. Hoy en día y analizando lo que realizan las empresas en el país observamos que existen tres posturas para la contabilización de sus operaciones: algunas utilizan esfuerzos exitosos, otras costo total y otras hacen un mix entre las dos. Para saber cual es el mejor método a utilizar debemos analizar la situación de la empresa. Si una empresa necesita quebrantos o resultados negativos inmediatos para disminuir su impuesto a las ganancias, seguramente se volcará por el método de esfuerzos exitosos. Ahora si se trata de una empresa que necesita mostrar a terceros balances con resultados positivos interesantes tal vez se incline por de costo total o haga un mix entre los dos métodos. Del análisis de los métodos, el de esfuerzos exitosos tal vez sea el más razonable para implementar ya que aparea futuros ingresos con costos y a aquellas inversiones que no están asociadas con futuros ingresos se las considerada como pérdida. En materia impositiva la reglamentación de las regalías de las empresas productoras de petróleo y gas se basa en la Ley de Hidrocarburos. Esta en su articulo 1º menciona que: “Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental, pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado Nacional”, pero la realidad indica que el total de los impuestos pagados por estas compañías productoras en concepto de regalías se destina en su totalidad a las provincias donde están las reservas de los hidrocarburos. De esto se desprende que solo diez provincias del total del país se benefician con estos ingresos sin considerar a las restantes. Sería más razonable, tal como sucede en países como Bolivia o Venezuela, buscar una forma de distribuir estos ingresos entre productoras y no productoras para lograr una más justa redistribución de las riquezas. 30 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS ANEXO: GLOSARIO LEY DE HIDROCARBUROS BIBLIOGRAFÍA 31 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Terminología de la contabilidad de la industria del petróleo y del gas. Area probada: es la sección de la propiedad a la cual se le atribuyen reservas probadas. Campo: se refiere a uno o más yacimientos relacionados con la misma estructura geológica o condición estratigráfica. Mapas de afloramiento: mapas que muestran las rocas que hay en superficie. Pozo de desarrollo: pozo perforado dentro de un área probada de un reservorio de petróleo y gas, a la profundidad conocida como productora. Pozo de servicio: pozo perforado con el objetivo de servir de soporte a la producción, esto es como inyector de gas, inyector de agua o para la eliminación de agua salada. Pozo exploratorio: es un pozo perforado para encontrar y producir petróleo o gas en un área no probada, para encontrar un nuevo reservorio en un campo que contiene otro reservorio productor o para extender un reservorio conocido. Pozo estratigráfico: pozo perforado para, solamente, la obtención de información. Estos pozos son perforados para obtener información de estratos geológicos de subsuperficie y sus profundidades. Son clasificados como: - Pozo estratigráfico exploratorio: perforado en un área no probada. - Pozo estratigráfico de desarrollo: perforado en un área probada. Propiedades: incluye cualquier derecho de propietario sobre la extracción de petróleo y gas, o un interés representando el derecho a, o la participación en, la extracción de esos productos. Incluye también derechos indirectos sobre las operaciones o la producción que, en ciertos casos, pueden llegar a cobrarse en petróleo o gas. Los contratos que representan derechos a comprar petróleo o gas (contratos de abastecimiento) no se tratan como propiedades. Las propiedades se clasifican como: - Propiedades probadas: propiedades que contienen reservas probadas. - Propiedades no probadas: propiedades sin reservas probadas. Reservorios: formación subterránea porosa y permeable conteniendo petróleo o gas producibles encerrado por rocas impermeables por barreras de agua. Las reservas pueden ser: - Reservas probadas. - Reservas no probadas. - Reservas probadas desarrolladas. - Reservas probadas no desarrolladas. Reservas no probadas: reservas que no satisfacen las condiciones de reservas probadas. Reservas probadas: reservas que son razonablemente ciertas de ser recuperadas en el futuro a partir de reservorios conocidos, bajo condiciones económicas y de operación existentes como ser: - Precios vigentes. - Tecnología actual. 32 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS - Productibilidad económica soportada por la producción actual. Reservas probadas desarrolladas: son reservas que se espera extraer a través de pozos, equipos y métodos de operación existentes. Cuando los resultados de pruebas conducidas por medio de un proyecto piloto o la operación de programas instalados en los yacimientos indican que aumentará la extracción, debe tratarse como reservas desarrolladas probadas al petróleo y al gas adicional que se espera obtener mediante la aplicación de inyecciones de fluido y otras técnicas de extracción complementarias de las fuerzas y mecanismos naturales utilizados en la extracción primaria. Reservas probadas no desarrolladas: las reservas no desarrolladas son aquellas que se espera extraer de pozos nuevos o de terrenos aún no perforados, o de pozos existentes cuya explotación requeriría una inversión adicional relativamente importante. Las reservas en terrenos no perforados deben limitarse a unidades que son linderas de unidades productivas y para las cuales se tiene una certeza razonable de producción una vez que se les perfore. Para otros terrenos no perforados, la existencia de reservas probadas debe demostrarse probando con certeza que existe una continuidad de producción con la formación productiva existente. Bajo ninguna circunstancia se atribuirán reservas no desarrolladas probadas a terrenos para los cuales se proyectan aplicaciones Yacimientos: se refiere a formaciones subterráneas de confines establecidos y que contienen acumulaciones naturales de petróleo o gas, cuya extracción es posible. 33 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS LEY Nº 17.319 LEY DE HIDROCARBUROS TITULO I Disposiciones Generales Artículo 1º — Los yacimientos de hidrocarburos líquidos y gaseosos situados en el territorio de la República Argentina y en su plataforma continental, pertenecen al patrimonio inalienable e imprescriptible del Estado Nacional. Art. 2º — Las actividades relativas a la explotación, industrialización, transporte y comercialización de los hidrocarburos estarán a cargo de empresas estatales, empresas privadas o mixtas, conforme a las disposiciones de esta ley y las reglamentaciones que dicte el Poder Ejecutivo. Art. 3º — El Poder Ejecutivo nacional fijará la política nacional con respecto a las actividades mencionadas en el artículo 2º, teniendo como objetivo principal satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos, manteniendo reservas que aseguren esa finalidad. Art. 4º — El Poder Ejecutivo podrá otorgar permisos de exploración y concesiones temporales de explotación y transporte de hidrocarburos, con los requisitos y en las condiciones que determina esta ley. Art. 5º — Los titulares de los permisos y de las concesiones, sin perjuicio de cumplir con las demás disposiciones vigentes, constituirán domicilio en la República y deberán poseer la solvencia financiera y la capacidad técnica adecuadas para ejecutar las tareas inherentes al derecho otorgado. Asimismo, serán de su exclusiva cuenta los riesgos propios de la actividad minera. Art. 6º — Los permisionarios y concesionarios tendrán el dominio sobre los hidrocarburos que extraigan y, consecuentemente, podrán transportarlos, comercializarlos, industrializarlos y comercializar sus derivados, cumpliendo las reglamentaciones que dicte el Poder Ejecutivo sobre bases técnico-económicas razonables que contemplen la conveniencia del mercado interno y procuren estimular la exploración y explotación de hidrocarburos. Durante el período en que la producción nacional de hidrocarburos líquidos no alcance a cubrir las necesidades internas será obligatoria la utilización en el país de todas las disponibilidades de origen nacional de dichos hidrocarburos, salvo en los casos en que justificadas razones técnicas no lo hicieran aconsejable. Consecuentemente, las nuevas refinerías o ampliaciones se adecuarán al uso racional de los petróleos nacionales. Si en dicho período el Poder Ejecutivo fijara los precios de comercialización en el mercado interno de los petróleos crudos, tales precios serán iguales a los que se establezcan para la respectiva empresa estatal, pero no inferiores a los niveles de precios de los petróleos de importación de condiciones similares. Cuando los precios de petróleos importados se incrementaren significativamente por circunstancias excepcionales, no serán considerados para la fijación de los precios de comercialización en el mercado interno, y, en ese caso, éstos podrán fijarse sobre la base de los reales costos de explotación de la empresa estatal, las amortizaciones que técnicamente correspondan, y un razonable interés sobre las inversiones actualizadas y depreciadas que dicha empresa estatal hubiere realizado. Si fijara precios para subproductos, éstos deberán ser compatibles con los de petróleos valorizados según los criterios precedentes. 34 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS El Poder Ejecutivo permitirá la exportación de hidrocarburos o derivados no requeridos para la adecuada satisfacción de las necesidades internas, siempre que esas exportaciones se realicen a precios comerciales razonables y podrá fijar en tal situación, los criterios que regirán las operaciones en el mercado interno, a fin de posibilitar una racional y equitativa participación en él a todos los productores del país. La producción de gas natural podrá utilizarse, en primer término, en los requerimientos propios de la explotación de los yacimientos de que se extraiga y de otros de la zona, pertenezcan o no al concesionario y considerando lo señalado en el artículo 31. La empresa estatal que preste servicios públicos de distribución de gas tendrá preferencia para adquirir, dentro de plazos aceptables, las cantidades que excedieran del uso anterior a precios convenidos que aseguren una justa rentabilidad a la inversión correspondiente, teniendo en cuenta las especiales características, y condiciones del yacimiento. Con la aprobación de la autoridad de aplicación, el concesionario podrá decidir el destino y condiciones de aprovechamiento del gas que no fuere utilizado en la forma precedentemente indicada. La comercialización y distribución de hidrocarburos gaseosos estará sometida a las reglamentaciones que dicte el Poder Ejecutivo nacional. Art. 7º — El Poder Ejecutivo establecerá el régimen de importación de los hidrocarburos y sus derivados asegurando el cumplimiento del objetivo enunciado por el artículo 3º y lo establecido en el artículo 6º. Art. 8º — Las propiedades mineras sobre hidrocarburos constituidas a favor de empresas privadas con anterioridad a la fecha de vigencia de esta ley, continuarán rigiéndose por las disposiciones que les dieron origen, sin perjuicio de la facultad de sus titulares para acogerse a las disposiciones de la presente ley conforme al procedimiento que establecerá el Poder Ejecutivo. Art. 9º — El Poder Ejecutivo determinará las áreas en las que otorgará permisos de exploración y concesiones de explotación, de acuerdo con las previsiones del título II, sección 5º. Art. 10 — A los fines de la exploración y explotación de hidrocarburos del territorio de la República y de su plataforma continental, quedan establecidas las siguientes categorías de zonas: I. — Probadas: Las que correspondan con trampas estructurales, sedimentarias o estratigráficas donde se haya comprobado la existencia de hidrocarburos que puedan ser comercialmente explotables. II. — Posibles: Las no comprendidas en la definición que antecede. Art. 11. — Las empresas estatales constituirán elementos fundamentales en el logro de los objetivos fijados en el artículo 3º y desarrollarán sus actividades de exploración y explotación en las zonas que el Estado reserve en su favor, las que inicialmente quedan definidas en el Anexo Unico que integra esta ley. En el futuro el Poder Ejecutivo, en relación con los planes de acción, podrá asignar nuevas áreas a esas empresas, las que podrán ejercer sus actividades directamente o mediante contratos de locación de obra y de servicios, integración o formación de sociedades y demás modalidades de vinculación con personas físicas o jurídicas que autoricen sus respectivos estatutos. Art. 12. — El Estado nacional reconoce en beneficio de las provincias dentro de cuyos límites se explotaren yacimientos de hidrocarburos por empresas estatales, privadas o mixtas una participación en el producido de dicha actividad pagadera en efectivo y equivalente al monto total que el Estado nacional perciba con arreglo a los artículos 59, 61, 62 y 93. 35 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Art. 13. — El Estado nacional destinará al desarrollo del Territorio Nacional de la Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, un porcentaje de la regalía que perciba por la explotación de los yacimientos de hidrocarburos ubicados en dicho territorio. TITULO II Derechos y Obligaciones Principales Sección 1a Reconocimiento Superficial Art. 14. — Cualquier persona civilmente capaz puede hacer reconocimientos superficiales en busca de hidrocarburos en el territorio de la República incluyendo su plataforma continental, con excepción de las zonas cubiertas por permisos de exploración o concesiones de explotación, de las reservadas a las empresas estatales y de aquellas en las que el Poder Ejecutivo prohíba expresamente tal actividad. El reconocimiento superficial no genera derecho alguno con respecto a las actividades referidas en el artículo 2º ni el de repetición contra el Estado nacional de sumas invertidas en dicho reconocimiento. Los interesados en realizarlos deberán contar con la autorización previa del propietario superficiario y responderán por cualquier daño que le ocasionen. Art. 15. — No podrán iniciarse los trabajos de reconocimiento sin previa aprobación de la autoridad de aplicación. El permiso consignará el tipo de estudio a realizar, el plazo de su vigencia y los límites y extensión de las zonas donde serán realizados. El reconocimiento superficial autoriza a efectuar estudios geológicos y geofísicos y a emplear otros métodos orientados a la exploración petrolera. Levantar planos, realizar estudios y levantamientos topográficos y geodésicos y todas las demás tareas y labores que se autoricen por vía reglamentaria. Al vencimiento del plazo del permiso, los datos primarios del reconocimiento superficial serán entregados a la autoridad de aplicación, la que podrá elaborarlos por sí o por terceros y usarlos de la manera que más convenga a sus necesidades. No obstante, durante los dos (2) años siguientes no deberá divulgarlos, salvo que medie autorización expresa del interesado en tal sentido o adjudicación de permisos o concesiones en la zona reconocida. La autoridad de aplicación estará facultada para inspeccionar y controlar los trabajos inherentes a esta actividad. Sección 2da. Permisos de exploración Art. 16. — El permiso de exploración confiere el derecho exclusivo de ejecutar todas las tareas que requiera la búsqueda de hidrocarburos dentro del perímetro delimitado por el permiso y durante los plazos que fija el artículo 23. Art. 17. — A todo titular de un permiso de exploración corresponde el derecho de obtener una (1) concesión exclusiva de explotación de los hidrocarburos que descubra en el perímetro 36 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS delimitado por el permiso, con arreglo a las normas vigentes al tiempo de otorgarse este último. Art. 18. — Los permisos de exploración serán otorgados por el Poder Ejecutivo a las personas físicas o jurídicas que reúnan los requisitos y observen los procedimientos especificados en la sección 5ta. Art. 19. — El permiso de exploración autoriza la realización de los trabajos mencionados en el artículo 15 y de todos aquellos que las mejores técnicas aconsejen y la perforación de pozos exploratorios, con las limitaciones establecidas por el Código de Minería en sus artículos 31 y siguientes en cuanto a los lugares en que tales labores se realicen. El permiso autoriza asimismo a construir y emplear las vías de transporte y comunicación y los edificios o instalaciones que se requieran, todo ello con arreglo a lo establecido en el Título III y las demás disposiciones que sean aplicables. Art. 20. — La adjudicación de un permiso de exploración obliga a su titular a deslindar el área en el terreno, a realizar los trabajos necesarios para localizar hidrocarburos con la debida diligencia y de acuerdo con las técnicas más eficientes y a efectuar las inversiones mínimas a que se haya comprometido para cada uno de los períodos que el permiso comprenda. Si la inversión realizada en cualquiera de dichos períodos fuera inferior a la comprometida, el permisionario deberá abonar al Estado la diferencia resultante, salvo caso fortuito o de fuerza mayor. Si mediaren acreditadas y aceptadas dificultades técnicas a juicio de la autoridad de aplicación, podrá autorizarse la substitución de dicho pago por el incremento de los compromisos establecidos para el período siguiente en una suma igual a la no invertida. La renuncia del permisionario al derecho de explotación le obliga a abonar al Estado el monto de las inversiones comprometidas y no realizadas que correspondan al período en que dicha renuncia se produzca. Si en cualquiera de los períodos las inversiones correspondientes a trabajos técnicamente aceptables superaran las sumas comprometidas, el permisionario podrá reducir en un importe igual al excedente las inversiones que correspondan al período siguiente, siempre que ello no afecte la realización de los trabajos indispensables para la eficaz exploración del área. Cuando el permiso de exploración fuera parcialmente convertido en concesión de explotación, la autoridad de aplicación podrá admitir que hasta el cincuenta por ciento (50%) del remanente de la inversión que corresponda a la superficie abarcada por esa transformación sea destinado a la explotación de la misma, siempre que el resto del monto comprometido incremente la inversión pendiente en el área de exploración. Art. 21. — El permisionario que descubriere hidrocarburos deberá efectuar dentro de los treinta (30) días, bajo apercibimiento de incurrir en las sanciones establecidas en el título VII, la correspondiente denuncia ante la autoridad de aplicación. Podrá disponer de los productos que extraiga en el curso de los trabajos exploratorios, pero mientras no dé cumplimiento a lo exigido en el artículo 22 no estará facultado para proceder a la explotación del yacimiento. Los hidrocarburos que se extraigan durante la exploración estarán sometidos al pago de una regalía del quince por ciento (15%), con la excepción prevista en el artículo 63º. Art. 22. — Dentro de los treinta (30) días de la fecha en el que permisionario, de conformidad con criterios técnico-económicos aceptables, determine que el yacimiento descubierto es comercialmente explotable, deberá declarar ante la autoridad de aplicación su voluntad de obtener la correspondiente concesión de explotación, observando los recaudos consignados en el artículo 33, párrafo 2. La concesión deberá otorgársele dentro de los sesenta (60) días siguientes y el plazo de su vigencia se computará en la forma que establece el artículo 35. 37 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS El omitir la precitada declaración u ocultar la condición de comercialmente explotable de un yacimiento, dará lugar a la aplicación de la sanción prevista y reglada en el artículo 80, inciso e) y correlativos. El otorgamiento de la concesión no comporta la caducidad de los derechos de exploración sobre las áreas que al efecto se retengan, durante los plazos pendientes. Art. 23. — Los plazos de los permisos de exploración serán fijados en cada concurso con los máximos siguientes: Plazo básico: — 1er. período hasta cuatro (4) años — 2do. período hasta tres (3) años — 3er. período hasta dos (2) años Período de prórroga: hasta cinco (5) años Para las exploraciones en la plataforma continental cada uno de los períodos del plazo básico podrán incrementarse en un (1) año. La prórroga prevista en este artículo es facultativa para el permisionario. La transformación parcial del área del permiso de exploración en concesión de explotación realizada antes del vencimiento del plazo básico del permiso, conforme a lo establecido en el artículo 22, autoriza a adicionar al plazo de la concesión el lapso no transcurrido del permiso de exploración, excluido el término de la prórroga. En cualquier momento el permisionario podrá renunciar a toda o parte del área cubierta por el permiso de exploración, sin perjuicio de las obligaciones prescriptas en el artículo 20. Art. 24. — Podrán otorgarse permisos de exploración solamente en zonas posibles. La unidad de exploración tendrá una superficie de cien (100) Kilómetros cuadrados. Art. 25. — Los permisos de exploración abarcarán áreas cuya superficie no exceda de cien (100) unidades. Los que se otorguen sobre la plataforma continental no superarán las ciento cincuenta (150) unidades. Ninguna persona física o jurídica podrá ser simultáneamente titular de más de cinco (5) permisos de exploración ya sea en forma directa o indirecta. Art. 26. — Al fenecer cada uno de los períodos primero y segundo del plazo básico de un permiso de exploración el permisionario reducirá su área, como mínimo, al cincuenta por ciento (50%) de la superficie remanente del permiso al concluir el respectivo período. El área remanente será igual a la original menos las superficies restituidas con anterioridad o transformadas en lotes de una concesión de explotación. Al término del plazo básico el permisionario restituirá el total del área remanente, salvo si ejercitara el derecho de utilizar el período de prórroga, en cuyo caso dicha restitución quedará limitada al 50% del área remanente antes del fenecimiento del último período de dicho plazo básico. Sección 3ª. Concesiones de explotación Art. 27. — La concesión de explotación confiere el derecho exclusivo de explotar los yacimientos de hidrocarburos que existan en las áreas comprendidas en el respectivo título de concesión durante el plazo que fija el artículo 35. Art. 28. — A todo titular de una concesión de explotación corresponde el derecho de obtener una concesión para el transporte de sus hidrocarburos, sujeta a lo determinado en la sección 4 del presente título. 38 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Art. 29. — Las concesiones de explotación serán otorgadas por el Poder Ejecutivo 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, además podrá 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 la existencia en tales áreas de hidrocarburos comercialmente explotables. Art. 30. — La concesión de explotación autoriza a realizar dentro de los límites especificados en el respectivo título, los trabajos de búsqueda y extracción de hidrocarburos conforme a las más racionales y eficientes técnicas; y dentro y fuera de tales límites, aunque sin perturbar las actividades de otros permisionarios o concesionarios, autoriza asimismo a construir y operar plantas de tratamiento y refinación, sistemas de comunicaciones y de transportes generales o especiales para hidrocarburos, edificios, depósitos, campamentos, muelles, embarcaderos y, en general, cualesquiera otras obras y operaciones necesarias para el desarrollo de sus actividades. Todo lo anteriormente autorizado lo será con arreglo a lo dispuesto por esta y otras leyes, decretos y reglamentaciones nacionales o locales de aplicación al caso. Art. 31. — Todo concesionario de explotación está obligado a efectuar, dentro de plazos razonables, las inversiones que sean necesarias para la ejecución de los trabajos que exija el desarrollo de toda la superficie abarcada por la concesión, con arreglo a las más racionales y eficientes técnicas y en correspondencia con la característica y magnitud de las reservas comprobadas, asegurando la máxima producción de hidrocarburos compatible con la explotación adecuada y económica del yacimiento y la observancia de criterios que garanticen una conveniente conservación de las reservas. Art. 32. — Dentro de los noventa (90) días de haber formulado la declaración a que se refiere el artículo 22 y posteriormente en forma periódica, el concesionario someterá a la aprobación de la autoridad de aplicación los programas de desarrollo y compromisos de inversión correspondientes a cada uno de los lotes de explotación. Tales programas deberán cumplir los requisitos establecidos en el artículo 31 y ser aptos para acelerar en todo lo posible la delimitación final de área de concesión con arreglo al artículo 33. Art.33. — Cada uno de los lotes abarcados por una concesión deberá coincidir lo más aproximadamente posible, con todo o parte de trampas productivas de hidrocarburos comercialmente explotables. El concesionario deberá practicar la mensura de cada uno de dichos lotes, debiendo reajustar sus límites conforme al mejor conocimiento que adquiera de las trampas productivas. En ningún caso los límites de cada lote podrán exceder el área retenida del permiso de exploración. Art.34. — El área máxima de concesión de explotación que no provenga de un permiso de exploración, será de doscientos cincuenta (250) km2. Ninguna persona física o jurídica podrá ser simultáneamente titular de más de cinco (5) concesiones de explotación, ya sea directa o indirectamente y cualquiera sea su origen. Art.35. — Las concesiones de explotación tendrán una vigencia de veinticinco (25) años a contar desde la fecha de la resolución que las otorgue, con más los adicionales que resulten de la aplicación del artículo 23. El Poder Ejecutivo podrá prorrogarlas hasta por diez (10) años, en las condiciones que se establezcan al otorgarse la prórroga y siempre que el concesionario haya dado buen cumplimiento a las obligaciones emergentes de la concesión. La respectiva 39 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS solicitud deberá presentarse con una antelación no menor de seis (6) meses al vencimiento de la concesión. Art.36. — La autoridad de aplicación vigilará el cumplimiento por parte de los concesionarios de las obligaciones que esta ley les asigna, conforme a los procedimientos que fije la reglamentación. Vigilará, asimismo, que no se causen perjuicios a los permisionarios o concesionarios vecinos y, de no mediar acuerdo entre las partes, impondrá condiciones de explotación en las zonas limítrofes de las concesiones. Art.37. — La reversión total o parcial al Estado de uno o más lotes de una concesión de explotación comportará la transferencia a su favor, sin cargo alguno, de pleno derecho y libre de todo gravamen de los pozos respectivos con los equipos e instalaciones normales para su operación y mantenimiento y de las construcciones y obras fijas o móviles incorporadas en forma permanente al proceso de explotación en la zona de la concesión. Se excluyen de la reversión al Estado los equipos móviles no vinculados exclusivamente a la producción del yacimiento y todas las demás instalaciones relacionadas al ejercicio por el concesionario de los derechos de industrialización y comercialización que le atribuye el artículo 6º o de otros derechos subsistentes. Art.38. — El concesionario de explotación que en el curso de los trabajos autorizados en virtud de esta ley descubriera sustancias minerales no comprendidas en este ordenamiento, tendrá el derecho de extraerlas y apropiárselas cumpliendo en cada caso, previamente con las obligaciones que el Código de Minería establece para el descubridor, ante la autoridad minera que corresponda por razones de jurisdicción. Cuando en el área de una concesión de explotación terceros ajenos a ella descubrieran sustancias de primera o segunda categoría, el descubridor podrá emprender trabajos mineros, siempre que no perjudiquen los que realiza el explotador. Caso contrario, y a falta de acuerdo de partes, la autoridad de aplicación, con audiencia de la autoridad minera jurisdiccional, determinará la explotación a que debe acordarse preferencia, si no fuera posible el trabajo simultáneo de ambas. La resolución respectiva se fundará en razones de interés nacional y no obstará al pago de las indemnizaciones que correspondan por parte de quien resulte beneficiario. Para las sustancias de tercera categoría es de aplicación el artículo 252 del Código de Minería. Cuando el propietario de una mina, cualesquiera sea la categoría de las sustancias, hallare hidrocarburos, sin perjuicio de disponer de los mismos únicamente en la medida requerida por el proceso de extracción y beneficio de los minerales, lo comunicará a la autoridad de aplicación dentro de los quince (15) días del hallazgo, a fin de que decida sobre el particular conforme a la presente ley. SECCION 4ª. Concesiones de transporte Art.39. — La concesión de transporte confiere, durante los plazos que fija el artículo 41, el derecho de trasladar hidrocarburos y sus derivados por medios que requieran instalaciones permanentes, pudiéndose construir y operar a tal efecto oleoductos, gasoductos, poliductos, plantas de almacenaje y de bombeo o compresión; obras portuarias, viales y férreas; infraestructuras de aeronavegación y demás instalaciones y accesorios necesarios para el buen funcionamiento del sistema con sujeción a la legislación general y normas técnicas vigentes. 40 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Art.40. — Las concesiones de transporte serán otorgadas por el Poder Ejecutivo a las personas físicas o jurídicas que reúnan los requisitos y observen los procedimientos que la sección 5a especifica. Los concesionarios de explotación que, ejercitando el derecho conferido por el artículo 28, dispongan la construcción de obras permanentes para el transporte de hidrocarburos que excedan los límites de 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. Art.41. — Las concesiones a que se refiere la presente sección serán otorgadas por un plazo de treinta y cinco (35) años a contar desde la fecha de adjudicación, pudiendo el Poder Ejecutivo, a petición de los titulares, prorrogarlos por hasta diez (10) años más por resolución fundada. Vencido dichos plazos, las instalaciones pasarán al dominio del Estado nacional sin cargo ni gravamen alguno y de pleno derecho. Art.42. — Las concesiones de transporte en ningún caso implicarán un privilegio de exclusividad que impida al Poder Ejecutivo otorgar iguales derechos a terceros en la misma zona. Art.43. — Mientras sus instalaciones 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. La autoridad de aplicación establecerá normas de coordinación y complementación de los sistemas de transporte. Art.44. — En todo cuanto no exista previsión expresa en esta ley, su reglamentación a los respectivos contratos de concesión, con relación a transporte de hidrocarburos fluidos por cuenta de terceros, serán de aplicación las normas que rijan los transportes. SECCION 5ª. Adjudicaciones Art.45. — Los permisos y concesiones regulados por esta ley serán adjudicados mediante concursos en los cuales podrá presentar ofertas cualquier persona física o jurídica que reúna las condiciones establecidas en el artículo 5º y cumpla los requisitos exigidos en esta sección. Las concesiones que resulten de la aplicación de los artículos 29º, párrafo 1º y 40º, 2º párrafo, serán adjudicadas conforme a los procedimientos establecidos en las secciones 2a y 4a del Título II. Art.46. — El Poder Ejecutivo determinará en la oportunidad que estime más conveniente para alcanzar los objetivos de esta ley, las áreas a que alude el artículo 9a con respecto a las cuales la autoridad de aplicación dispondrá la realización de los concursos destinados a otorgar permisos y concesiones. Sin perjuicio del procedimiento previsto en el párrafo anterior, los interesados en las actividades regidas por esta ley podrán presentar propuestas a la autoridad de aplicación 41 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS especificando los aspectos generales que comprendería su programa de realizaciones y los lugares y superficies requeridos para su desarrollo. Si el Poder Ejecutivo estimare que la propuesta formulada resulta de interés para la Nación, autorizará someter a concurso el respectivo proyecto en la forma que esta sección establece. En tales casos, el autor de la propuesta será preferido en paridad de condiciones de adjudicación. Art.47. — Dispuesto el llamado a concurso en cualquiera de los procedimientos considerados por el artículo 46º, la autoridad de aplicación confeccionará el pliego respectivo, el que consignará a título ilustrativo y con mención de su origen, las informaciones y disponibles concernientes a la presentación de propuestas. Asimismo, el pliego contendrá las condiciones y garantías a que deberán ajustarse las ofertas y enunciará las bases fundamentales que se tendrán en consideración para valorar la conveniencia de las propuestas, tales como el importe y los plazos de las inversiones en obras y trabajos que se comprometan y ventajas especiales para la Nación incluyendo bonificaciones, pagos iniciales diferidos o progresivos, obras de interés general, etc. El llamado a concurso deberá difundirse durante no menos de diez (10) días en los lugares y por medios que se consideren idóneos para asegurar su más amplio conocimiento, debiéndose incluir entre éstos, necesariamente, el Boletín Oficial. Las publicaciones se efectuarán con una anticipación mínima de sesenta (60) días al indicado para el comienzo de recepción de ofertas. Art.48. — La autoridad de aplicación estudiará todas las propuestas y podrá requerir de aquellos oferentes que hayan presentado las de mayor interés, las mejoras que considere necesarias para alcanzar condiciones satisfactorias. La adjudicación recaerá en el oferente que haya presentado la oferta que a criterio debidamente fundado del Poder Ejecutivo, resultare en definitiva la más conveniente a los intereses de la Nación. Es atribución del Poder Ejecutivo rechazar todas las ofertas presentadas o adjudicar al único oferente en el concurso. Art.49. — Hasta treinta (30) días antes de la fecha en que se inicie la recepción de ofertas, quienes se consideren lesionados por el llamado a concurso, sea cual fuere la razón que invoquen, podrán formular oposición escrita ante la autoridad de aplicación acompañando la documentación en que aquélla se funde. Dicha autoridad podrá dejar en suspenso el concurso si, a su juicio, la oposición se fundará documentada y suficientemente. No se admitirán oposiciones del propietario superficiario de la zona a que se refiere el llamado, basadas solamente en los daños que le pudiese ocasionar la adjudicación, sin perjuicio de lo dispuesto en el Título III de esta misma ley. Art.50. — Podrán presentar ofertas las personas inscritas en el registro que la autoridad de aplicación habilitará al efecto y aquellas que, sin estarlo, inicien el correspondiente trámite antes de los diez (10) días de la fecha en que se inicie la recepción de las propuestas y cumplan los requisitos que se exijan. Art.51. — No podrán inscribirse en el registro precitado ni presentar ofertas válidas para optar a permisos y concesiones regidas por esta ley, las personas jurídicas extranjeras de derecho público en calidad de tales. Art. 52. — Los interesados presentarán juntamente con sus ofertas, una garantía de mantenimiento de sus propuestas en las formas admitidas y por los montos fijados en la reglamentación o en los pliegos de condiciones. Art. 53. — Pendiente de adjudicación un concurso, no podrá llamarse otro sobre la misma área. En caso de que así ocurriera, los afectados podrán hacer valer sus derechos mediante oposición al llamado, en la forma y tiempo previstos por el artículo 49º. 42 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Art. 54. — Cualquiera sea el resultado del concurso, los oferentes no podrán reclamar válidamente perjuicio alguno indemnizable por el Estado con motivo de la presentación de propuestas, ni repetir contra éste los gastos irrogados por su preparación o estudio. Art. 55. — Toda adjudicación de permisos o concesiones regidos por esta ley y la aceptación de sus cesiones será protocolizada o, en su caso, anotada marginalmente, sin cargo, por el escribano general de gobierno en el Registro del Estado nacional, constituyendo el testimonio de este asiento el título formal del derecho otorgado. Sección 6ª. Tributos Art. 56. — Los titulares de permisos de exploración y concesiones de explotación estarán sujetos, mientras esté vigente el permiso o concesión respectivo, al régimen fiscal que para toda la República se establece seguidamente: a) Tendrán a su cargo el pago de todos los tributos provinciales y municipales existentes a la fecha de la adjudicación. Durante la vigencia de los permisos y concesiones, las provincias y municipalidades no podrán gravar a sus titulares con nuevos tributos ni aumentar los existentes, salvo las tasas retributivas de servicios y las contribuciones de mejoras o incremento general de impuestos. b) En el orden nacional estarán sujetos, con arreglo a las normas de aplicación respectivas y en cuanto correspondiere, al pago de derechos aduaneros, impuestos u otros tributos que graven los bienes importados al país y de recargos cambiarios. Asimismo, estarán obligados al pago del impuesto a las ganancias eventuales; al canon establecido por el artículo 57º para el período básico y para la prórroga durante la exploración y por el artículo 58º para la explotación a las regalías estatuidas por los artículos 21º, 59º y 62º; al cumplimiento de las obligaciones a que se refiere el artículo 64º y al pago del impuesto que estatuye el inciso siguiente. c) La utilidad neta que obtengan en el ejercicio de su actividad como permisionarios o concesionarios, queda sujeta al impuesto especial a la renta que se fija a continuación. A tal efecto, dicha utilidad neta se establecerá con arreglo a los principios que rigen la determinación del rédito neto para la liquidación del impuesto a los réditos estatuido por la ley 11.682 (t. o. 1960 y sus modificaciones) cuyas normas serán aplicables en lo pertinente con sujeción a las siguientes disposiciones especiales. I. El precio de venta de los hidrocarburos extraídos será el que se cobre en operaciones con terceros. En caso de que exista vinculación económica entre el concesionario y el comprador, no se fije precios o se destine el producto a ulteriores procesos de industrialización, el precio se fijará conforme al valor corriente del producto en el mercado interno al tiempo de enajenarse o industrializarse. En caso de exportación de hidrocarburos, su valor comercial a los efectos de este artículo se fijará en cada oportunidad sobre la base del precio real obtenido por el concesionario en la exportación, o, de no poder determinarse o no ser razonable, fundándose en precios de referencia que se establecerán periódicamente y para lo futuro sobre bases técnicamente aceptables. II. Podrán deducirse de las utilidades del año fiscal, las sumas efectivamente invertidas en gastos directos de exploración a que se refiere el artículo 62º, inciso n) de la ley Nº 11.682 (t.o. 1960 y sus modificaciones) solamente durante el primer período del plazo básico del correspondiente permiso, sin perjuicio del tratamiento que les corresponda como costo susceptible de amortización. No se consideran gastos de exploración las inversiones en 43 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS máquinas, equipos y demás bienes del activo fijo sujetos al tratamiento establecido en el apartado siguiente. III. Sin perjuicio de la amortización ordinaria que técnicamente corresponda, podrá deducirse de las utilidades del año fiscal y durante el primer período del plazo básico de la exploración, un importe equivalente al cien por ciento de las cuotas de amortización ordinaria que corresponda a las inversiones en máquinas, equipos y otros bienes del activo fijo utilizados en las tareas de exploración de dicho primer período. IV. Los permisionarios podrán optar entre el sistema que se fija en los apartados anteriores II y III o la deducción simple, contra cualquier tipo de renta de fuente argentina que les correspondiere, de las sumas efectivamente invertidas en gastos directos de exploración durante el primer período del plazo básico y las amortizaciones ordinarias que técnicamente correspondan en inversiones en máquinas, equipos y demás bienes de activo fijo aplicados a dichos trabajos de exploración durante el citado primer período. En caso de hacer uso de esta opción, los gastos directos y las amortizaciones así tratadas no podrán ser nuevamente considerados como gastos ni inversiones amortizables, a los efectos de la determinación de la utilidad fiscal neta a que se refiere el apartado V del presente artículo. V. Para la determinación de la utilidad fiscal neta no podrán deducirse: los tributos provinciales o municipales, salvo que se trate de tasas retributivas de servicios o contribuciones de mejoras; el canon correspondiente al período básico de exploración y el relativo a la explotación; las regalías prevista en los artículos 59º y 62º; el saldo del impuesto especial a la renta, ni los gastos directos en exploración o las inversiones amortizables, cuando se hiciere uso de la opción acordada en el apartado IV del presente artículo. VI. Sobre la utilidad fiscal neta determinada según las cláusulas que anteceden se aplicará la tasa del cincuenta y cinco por ciento (55%), estableciéndose así el monto del impuesto especial a la renta. VII. Del monto del impuesto así determinado se deducirá el importe: de los tributos provinciales o municipales, salvo que se trate de tasas retributivas de servicios o contribuciones de mejoras; del canon correspondiente al período básico de exploración y del relativo a la explotación y de las regalías previstas en los artículos 59º y 62º. Si el saldo resultante, fuera positivo, deberá ser ingresado en la forma y plazo que determine la Dirección General Impositiva. En caso contrario, los permisionarios o concesionarios acreditarán el excedente como pago a cuenta del presente impuesto especial, correspondiente a los ejercicios fiscales siguientes. En ningún caso este excedente podrá ser objeto de devolución o transferencia. VIII. La Dirección General Impositiva tendrá a su cargo la aplicación, percepción y fiscalización de este impuesto, con arreglo a las disposiciones de la ley 11.683 (t.o. 1960 y sus modificaciones) y sus reglamentaciones. IX. El Poder Ejecutivo con intervención de la autoridad de aplicación de esta ley y de la Dirección General Impositiva, reglamentará el tratamiento fiscal de los cargos que puedan ser diferidos; los regímenes especiales de amortización y los métodos de distribución y cómputo de los gastos o bienes comunes cuando los permisionarios o concesionarios desarrollen contemporáneamente otras actividades además de las comprendidas en esta ley. Las ventajas especiales para la Nación a que alude el artículo 64, podrán ser consideradas como inversiones amortizables. X. Los saldos recaudados de acuerdo al punto VII serán distribuidos de acuerdo con el régimen de coparticipación del impuesto a los réditos establecido por la ley 14.788 y sus disposiciones modificatorias o complementarias. 44 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS d) En virtud de las estipulaciones que anteceden, los permisionarios o concesionarios quedan exentos del pago de todo otro tributo nacional, presente o futuro, de cualquier naturaleza o denominación —incluyendo los tributos que pudieran recaer sobre los accionistas u otros beneficiarios directos de estas rentas— que tengan vinculación con la actividad a que se refiere este artículo. No gozan de esta exención por las tasas retributivas de servicios, por las contribuciones de mejoras y por los impuestos atribuibles a terceros que los permisionarios o concesionarios hayan tomado a su cargo. Cuando hubieren tomado a su cargo el pago de impuestos correspondientes a los intereses de financiaciones del exterior bajo forma de préstamos, créditos u otros conceptos con destino al desarrollo de su actividad, la renta sujeta al gravamen, a los fines de establecer el monto imponible, no será acrecentada con el importe de dichos impuestos. Art. 57. — El titular de un permiso de exploración pagará anualmente y por adelantado un canon por cada Kilómetro cuadrado o fracción, conforme a la siguiente escala: a) Plazo básico: 1er. Período — quinientos pesos moneda nacional (m$n. 500.—) 2do. Período — mil pesos moneda nacional (m$n. 1.000.—) 3er. Período — mil quinientos pesos moneda nacional (m$n. 1.500.—) b) Prórroga: Durante el primer año de su vigencia abonará por adelantado cien mil pesos moneda nacional (m$n. 100.000.—) por Km2 o fracción, incrementándose dicho monto en el 50% anual acumulativo. El importe de este tributo podrá reajustarse compensándolo con las inversiones efectivamente realizadas en la exploración de la fracción remanente, hasta la concurrencia de un canon mínimo de diez mil pesos moneda nacional (m$n. 10.000.—) por Km2 que será abonado en todos los casos. Art. 58. — El concesionario de explotación pagará anualmente y por adelantado por cada kilómetro cuadrado o fracción abarcado por el área un canon de veinte mil pesos moneda nacional (m$n. 20.000.—). Art. 59. — El concesionario de explotación pagará mensualmente al Estado nacional, en concepto de regalía sobre el producido de los hidrocarburos líquidos extraídos en boca de pozo, un porcentaje del doce por ciento (12%), que el Poder Ejecutivo podrá reducir hasta el cinco por ciento (5%) teniendo en cuenta la productividad, condiciones y ubicación de los pozos. Art. 60. — La regalía será percibida en efectivo, salvo que noventa (90) días antes de la fecha de pago, el Estado exprese su voluntad de percibirla en especie, decisión que se mantendrá por un mínimo de seis (6) meses. En caso de optarse por el pago en especie, el concesionario tendrá la obligación de almacenar sin cargo alguno durante un plazo máximo de treinta (30) días, los hidrocarburos líquidos a entregar en concepto de regalía. Transcurrido ese plazo, la falta de retiro de los productos almacenados importa la manifestación del Estado de percibir en efectivo la regalía. La obligación de almacenaje no rige respecto de los hidrocarburos gaseosos. Art. 61. — El pago en efectivo de la regalía se efectuará conforme al valor del petróleo crudo en boca de pozo, el que se determinará mensualmente por la autoridad de aplicación restando del fijado según las normas establecidas en el inciso c) apartado I del artículo 56º, el flete del producto hasta el lugar que se haya tomado como base para fijar su valor comercial. Si la autoridad no lo fijara, regirá el último establecido. 45 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Art. 62. — La producción de gas natural tributará mensualmente, en concepto de regalía, el doce por ciento (12%) del valor de los volúmenes extraídos y efectivamente aprovechados, porcentaje que el Poder Ejecutivo podrá reducir hasta el cinco por ciento (5%) teniendo en cuenta los factores que menciona el artículo 59º. Para el pago de esta regalía el valor del gas será fijado conforme al procedimiento indicado para el petróleo crudo en el artículo 61º. El pago en especie de esta regalía sólo procederá cuando se asegure al concesionario una recepción de permanencia razonable. Art. 63. — No serán gravados con regalías los hidrocarburos usados por el concesionario o permisionario en las necesidades de las explotaciones y exploraciones. Art. 64. — Las ventajas especiales para la Nación que los concesionarios hayan comprometido de conformidad con lo dispuesto en el artículo 47º, serán exigibles en la forma y oportunidad que en cada caso se establezca. Art. 65. — Los hidrocarburos que se pierdan por culpa o negligencia del concesionario serán incluidos en el cómputo de su respectiva producción, a los efectos tributarios consiguientes, sin perjuicio de las sanciones que fuere del caso aplicar. TITULO III Otros Derechos y Obligaciones Art. 66. — Los permisionarios y concesionarios instituidos en virtud de lo dispuesto en las Secciones 2º, 3º, y 4º del Título II de esta ley, a los efectos del ejercicio de sus atribuciones tendrán los derechos acordados por el Código de Minería en los artículos 42º y siguientes, 48º y siguientes, y concordantes de ambos, respecto de los inmuebles de propiedad fiscal o particular ubicados dentro o fuera de los límites del área afectada por sus trabajos. Las pertinentes tramitaciones se realizarán por intermedio de la autoridad de aplicación, debiendo comunicarse a las autoridades mineras jurisdiccionales, en cuanto corresponda, las resoluciones que se adopten. La oposición del propietario a la ocupación misma o su falta de acuerdo con las indemnizaciones fijadas, en ningún caso será causa suficiente para suspender o impedir los trabajos autorizados, siempre que el concesionario afiance satisfactoriamente los eventuales perjuicios. Art. 67. — El mismo derecho será acordado a los permisionarios y concesionarios cuyas áreas se encuentren cubiertas por las aguas de mares, ríos, lagos o lagunas, con respecto a los terrenos costeros colindantes con dichas áreas o de la costa más cercana a éstas, para el establecimiento de muelles, almacenes, oficinas, vías de comunicación y transporte y demás instalaciones necesarias para la buena ejecución de los trabajos. Art. 68. — La importación de materiales, equipos, maquinarias y demás elementos necesarios para el desarrollo de las actividades regladas en esta ley, se sujetará a las normas que dicte la autoridad competente, las que asegurarán el mismo tratamiento a las empresas estatales y privadas. Art. 69. — Constituyen obligaciones de permisionarios y concesionarios, sin perjuicio de las establecidas en el Título II: a) Realizar todos aquellos trabajos que por aplicación de esta ley les corresponda, observando las técnicas más modernas, racionales y eficientes; 46 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS b) Adoptar todas las medidas necesarias para evitar daños a los yacimientos, con motivo de la perforación, operación, conservación o abandono de pozos, dando cuenta inmediata a la autoridad de aplicación de cualquier novedad al respecto; c) Evitar cualquier desperdicio de hidrocarburos; si la pérdida obedeciera a culpa o negligencia, el permisionario o concesionario responderá por los daños causados al Estado o a terceros; d) Adoptar las medidas de seguridad aconsejadas por las prácticas aceptadas en la materia, a fin de evitar siniestros de todo tipo, dando cuenta a la autoridad de aplicación de los que ocurrieren; e) Adoptar las medidas necesarias para evitar o reducir los perjuicios a las actividades agropecuarias, a la pesca y a las comunicaciones, como así también a los mantos de agua que se hallaren durante la perforación; f) Cumplir las normas legales y reglamentarias nacionales, provinciales y municipales que les sean aplicables. Art. 70. — Los permisionarios y concesionarios suministrarán a la autoridad de aplicación en la forma y oportunidad que ésta determine, la información primaria referente a sus trabajos y, asimismo, la demás necesaria para que cumpla las funciones que le asigna la presente ley. Art. 71. — Quienes efectúen trabajos regulados por esta ley contemplarán preferentemente el empleo de ciudadanos argentinos en todos los niveles de la actividad, incluso el directivo y en especial de los residentes en la región donde se desarrollen dichos trabajos. La proporción de ciudadanos nacionales referida al total del personal empleado por cada permisionario o concesionario, no podrá en ningún caso ser inferior al setenta y cinco por ciento (75%), la que deberá alcanzarse en los plazos que fije la reglamentación o los pliegos. Igualmente capacitarán al personal bajo su dependencia en las técnicas específicas de cada una de sus actividades. TITULO IV Cesiones Art. 72. — Los permisos y concesiones acordados en virtud de esta ley pueden ser cedidos, previa autorización del Poder Ejecutivo, en favor de quienes reúnan y cumplan las condiciones y requisitos exigidos para ser permisionarios o concesionarios, según corresponda. La solicitud de cesión será presentada ante la autoridad de aplicación, acompañada de la minuta de escritura pública. Art. 73. — Los concesionarios de explotación podrán contratar préstamos bajo la condición de que el incumplimiento de tales contratos por parte de ellos, importará la cesión de pleno derecho de la concesión en favor del acreedor. Dichos contratos se someterán a la previa aprobación del Poder Ejecutivo, la que sólo será acordada en caso de garantizarse satisfactoriamente el cumplimiento de las condiciones exigidas en el artículo 72º. Art. 74. — Los escribanos públicos no autorizarán ninguna escritura de cesión sin exigir del cedente una constancia escrita de la autoridad de aplicación, acreditando que no se adeudan tributos de ninguna clase por el derecho que se pretende ceder. Tal constancia y el decreto que la autorice en copia auténtica, quedarán incorporados en el respectivo protocolo. 47 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS TITULO V Inspección y Fiscalización Art. 75. — La autoridad de aplicación fiscalizará el ejercicio de las actividades a que se refiere el artículo 2º de la presente ley, a fin de asegurar la observancia de las normas legales y reglamentarias correspondientes. Tendrá acceso, asimismo, a la contabilidad de los permisionarios o concesionarios. Art. 76. — Las facultades acordadas por el artículo precedente no obstan al ejercicio de las atribuciones conferidas al Estado por otras leyes, con cualquier objetivo de gobierno, cuyo cumplimiento también autorice inspecciones o controles oficiales. Art. 77. — Los permisionarios y concesionarios facilitarán en la forma más amplia el ejercicio por parte de los funcionarios competentes de las tareas de inspección y fiscalización. Art. 78. — Para el ejercicio de sus funciones de inspección y fiscalización, la autoridad de aplicación podrá hacer uso de los medios que a tal fin considere necesarios. TITULO VI Nulidad, Caducidad y extinción de los permisos y concesiones Art. 79. — Son absolutamente nulos: a) Los permisos o concesiones otorgados a personas impedidas, excluidas o incapaces para adquirirlos, conforme a las disposiciones de esta ley; b) Las cesiones de permisos o concesiones realizadas en favor de las personas aludidas en el inciso precedente; c) Los permisos y concesiones adquiridos de modo distinto al previsto en esta ley; d) Los permisos y concesiones que se superpongan a otros otorgados con anterioridad o a zonas vedadas a la actividad petrolera, pero sólo respecto del área superpuesta. Art. 80. — Las concesiones o permisos caducan: a) Por falta de pago de una anualidad del canon respectivo, tres (3) meses después de vencido el plazo para abonarlo; b) Por falta de pago de las regalías, tres (3) meses después de vencido el plazo para abonarlas; c) Por incumplimiento sustancial e injustificado de las obligaciones estipuladas en materia de productividad, conservación, inversiones, trabajos o ventajas especiales; d) Por transgresión reiterada del deber de proporcionar la información exigible, de facilitar las inspecciones de la autoridad de aplicación o de observar las técnicas adecuadas en la realización de los trabajos; e) Por no haberse dado cumplimiento a las obligaciones resultantes de los artículos 22º y 32º; f) Por haber caído su titular en estado legal de falencia, conforme con la resolución judicial ejecutoria que así lo declare; g) Por fallecimiento de la persona física o fin de la existencia de la persona jurídica titular del derecho, salvo acto expreso del Poder Ejecutivo manteniéndolo en cabeza de los sucesores, si éstos reunieran los requisitos exigidos para ser titulares; h) Por incumplimiento de la obligación de transportar hidrocarburos de terceros en las condiciones establecidas en el artículo 43º, o la reiterada infracción al régimen de tarifas aprobado para éstos transportes. Previamente a la declaración de caducidad por las causales previstas en los incisos a), b), c), d), e) y h) del presente artículo, la autoridad de aplicación intimará a los permisionarios y concesionarios para que subsanen dichas transgresiones en el plazo que fije. 48 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Art. 81. — Las concesiones y permisos se extinguen: a) Por el vencimiento de sus plazos. b) Por renuncia de su titular, la que podrá referirse a solamente una parte de la respectiva área, con reducción proporcional de las obligaciones a su cargo, siempre que resulte compatible con la finalidad del derecho. Art. 82. — La extinción por renuncia será precedida, inexcusablemente, de la cancelación por el titular de la concesión o permiso de todos los tributos impagos y demás deudas exigibles. Art. 83. — Comprobada la causal de nulidad o caducidad con el debido proceso legal, el Poder Ejecutivo dictará la pertinente resolución fundada. Art. 84. — Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 56, inciso c), apartado VIII, el cobro judicial de cualquier deuda o de las multas ejecutoriadas se hará por la vía de apremio establecida en el título XXV de la Ley 50, sirviendo de suficiente título a tal efecto la pertinente certificación de la autoridad de aplicación. Art. 85. — Anulado, caducado o extinguido un permiso o concesión revertirán al Estado las áreas respectivas con todas las mejoras, instalaciones, pozos y demás elementos que el titular de dicho permiso o concesión haya afectado al ejercicio de su respectiva actividad, en las condiciones establecidas en los artículos 37º y 41º. Art. 86. — En las cláusulas particulares de los permisos y concesiones se podrá establecer, cuando el Poder Ejecutivo lo considere pertinente, la intervención de un tribunal arbitral para entender en cuanto se relacione con la declaración administrativa de caducidad o nulidad, efectuada por el Poder Ejecutivo según lo previsto en el artículo 83, en sus consecuencias patrimoniales. Igual tratamiento podrá acordarse respecto de las divergencias que se planteen entre los interesados y la autoridad de aplicación sobre determinadas cuestiones técnicas, especificadas al efecto en cada permiso o concesión. El tribunal arbitral estará constituido por un árbitro designado por cada una de las partes y el tercero por acuerdo de ambos o, en su defecto, por el presidente de la Corte Suprema de Justicia de la Nación. TITULO VII Sanciones y Recursos Art. 87. — El incumplimiento de cualquiera de las obligaciones emergentes de los permisos y concesiones que no configuren causal de caducidad ni sea reprimido de una manera distinta, será penado por la autoridad de aplicación con multas que, de acuerdo con la gravedad e incidencia del incumplimiento de las actividades respectivas, oscilarán entre diez mil (m$n. 10.000.—) y diez millones de pesos moneda nacional (m$n. 10.000.000.—). Dentro de los diez (10) días de pagada la multa, los permisionarios o concesionarios podrán promover su repetición ante el tribunal competente. Art. 88. — El incumplimiento de sus obligaciones por parte de los oferentes, permisionarios o concesionarios, facultará en todos los casos a la aplicación por la autoridad de apercibimiento, suspensión o eliminación del registro a que se refiere el artículo 50, en la forma que se reglamente. Estas sanciones no enervarán otros permisos o concesiones de que fuera titular el causante. Art. 89. — Con la declaración de nulidad o caducidad a que se refiere el artículo 83º se tendrá por satisfecho el requisito de la Ley 3.952 (modificada por la Ley 11.634) sobre denegación 49 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS del derecho controvertido por parte del Poder Ejecutivo, y el interesado podrá optar entre la pertinente demanda judicial contra la Nación o la intervención, en su caso, del tribunal arbitral que menciona el artículo 86. La acción del interesado en uno u otro sentido prescribirá a los seis (6) meses, contados desde la fecha en que se le haya notificado la resolución del Poder Ejecutivo. Art. 90. — La autoridad de aplicación contará con representación directa en sede judicial en toda acción derivada de esta ley en que el Estado nacional sea parte. TITULO VIII Empresas Estatales Art. 91. — Las zonas inicialmente reservadas para ser exploradas y explotadas por las empresas estatales se detallan en el Anexo Unico que forma parte de esta ley. Art. 92. — Las áreas reservadas a la exploración por parte de las empresas estatales estarán sometidas a las reducciones que establece el artículo 26º en los plazos fijados por el artículo 23º, los que se computarán, por vez primera, a partir de la fecha de vigencia de la presente ley. Esta norma no obstará a la aplicación del artículo 11º. Art. 93. — A los fines señalados en los artículos 12º y 13º las empresas estatales abonarán al Estado nacional, en efectivo, el doce por ciento (12%) del producido bruto en boca de pozo de los hidrocarburos que extraigan de los yacimientos ubicados en las áreas reservadas a dichas empresas, con la eventual reducción prevista en los artículos 59º y 62º. Art. 94. — Las empresas estatales quedan sometidas en el ejercicio de sus actividades de exploración, explotación y transporte, a todos los requisitos, obligaciones, controles e inspecciones que disponga la autoridad de aplicación, gozando asimismo de los derechos atribuidos por esta ley a los permisionarios y concesionarios. Art. 95. — De conformidad con lo que establece el artículo 11º, las empresas estatales quedan facultadas para convenir con personas jurídicas de derecho público o privado las vinculaciones contractuales más adecuadas para el eficiente desenvolvimiento de sus actividades, incluyendo la integración de sociedades. El régimen fiscal establecido en el Título II, Sección 6a, de la presente ley, no será aplicable a quienes suscriban con las empresas estatales contratos de locación de obras y servicios para la exploración y explotación de hidrocarburos, o con igual fin se asocien con ellas sin constituir personas jurídicas distintas de las de sus integrantes, los que quedarán sujetos, en cambio, a la legislación fiscal general que les fuere aplicable. Toda sociedad integrada por una empresa estatal con personalidad jurídica distinta de la de sus integrantes, que desarrolle actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, estará sujeta al pago de los tributos previstos en el Título II, Sección 6a de esta ley. Art. 96. — A los efectos de la presente ley se entenderá por empresas estatales a Yacimientos Petrolíferos Fiscales, Gas del Estado y aquellas que, con cualquier forma jurídica y bajo contralor permanente del Estado, las sucedan o reemplacen en el ejercicio de sus actuales actividades. 50 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS TITULO IX Autoridad de Aplicación Art. 97. — La aplicación de la presente ley compete a la Secretaría de Estado de Energía y Minería o a los organismos que dentro de su ámbito se determinen, con las excepciones que determina el artículo 98º. Art. 98. — Compete al Poder Ejecutivo nacional, en forma privativa, la decisión sobre las siguientes materias: a) Determinar las zonas del país en las cuales interese promover las actividades regidas por esta ley. b) Otorgar permisos y concesiones, prorrogar sus plazos y autorizar sus cesiones. c) Estipular soluciones arbitrales y designar árbitros. d) Anular concursos. e) Asignar y modificar las áreas reservadas a las empresas estatales. f) Determinar las zonas vedadas al reconocimiento superficial. g) Aprobar la constitución de sociedades y otros contratos celebrados por las empresas estatales con terceros a los fines de la explotación de las zonas que esta ley reserva a su favor. h) Fijar las compensaciones reconocidas a los propietarios superficiarios. i) Declarar la caducidad o nulidad de permisos y concesiones. Art. 99. — Los fondos que la autoridad de aplicación recaude por aplicación de esta ley en concepto de regalías, cánones, sumas comprometidas y no invertidas, multas y otros pagos o contribuciones vinculados con la obtención de permisos y concesiones, serán destinados por dicha autoridad en forma directa a solventar los gastos derivados del ejercicio de las funciones que se le atribuyen y a la promoción de actividades mineras, incluidas las vinculadas con hidrocarburos, sin perjuicio de los recursos que presupuestariamente se le asignen. En cuanto corresponda, los ingresos derivados de las regalías serán aplicados al destino fijado en los artículos 12º y 13º. TITULO X Normas Complementarias Art. 100. — Los permisionarios y concesionarios deberán indemnizar a los propietarios superficiarios de los perjuicios que se causen a los fondos afectados por las actividades de aquéllos. Los interesados podrán demandar judicialmente la fijación de los respectivos importes o aceptar —de común acuerdo y en forma optativa y excluyente— los que hubiere determinado o determinare el Poder Ejecutivo con carácter zonal y sin necesidad de prueba alguna por parte de dichos propietarios. Art. 101. — Facúltase al Poder Ejecutivo para efectuar concursos con la participación exclusiva de empresas de capital predominantemente argentino, conforme a la reglamentación que se dicte. Asimismo podrá establecer normas y franquicias, incluso impositivas que promueven la participación de dichas empresas en la actividad petrolera del país. Art. 102. — Los valores en pesos moneda nacional que esta ley asigna al canon de exploración y explotación y a las multas, podrán ser actualizados con carácter general por el Poder Ejecutivo sobre la base de las variaciones que registre el precio del petróleo crudo nacional en el mercado interno. Igualmente podrán estipularse en los permisos y concesiones, sistemas de ajuste de las inversiones que se comprometan en moneda nacional o extranjera, a fin de mantener su real valor. 51 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS TITULO XI Normas Transitorias Art. 103. — El Poder Ejecutivo podrá reducir hasta en ocho (8) puntos el porcentaje fijado en el artículo 56 inciso c) apartado VI y durante los diez (10) años siguientes a la respectiva adjudicación, en favor de las empresas que dentro de los dieciocho (18) meses de la fecha de vigencia de esta ley obtengan permisos de exploración y las concesiones de explotación que sean su consecuencia, cualquiera fuera la fecha de estas últimas. Art. 104. — El Poder Ejecutivo dictará, dentro de los ciento ochenta (180) días de sancionada esta ley, la reglamentación a que se alude en el párrafo final del artículo 6º. Mientras tanto se mantendrá la modalidad y régimen actual de comercialización y distribución de hidrocarburos gaseosos. Art. 105. — Derógase la Ley Nº 14.773 y toda otra disposición que se oponga a la presente. Art. 106. — Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. Onganía. — Adalberto Krieger Vasena. 52 NORMAS CONTABLES E IMPOSITIVAS DE LA INDUSTRIA PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS Bibliografía El abecé del Petróleo y del Gas, Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, Buenos Aires, 2000. 1998 Miller GAAP Guide: Restatement and Analysis of Current Promulgated GAAP, Jan R. Williams, Hardcover, 1997. Normas técnico contables americanas (US GAAPs): Aspectos introductorios generales, PriceWaterhouseCoopers – División de Capacitación, Buenos Aires, 1999. AICPA – American Institute of Certified Public Accountants-: http://www.aicpa.org FASB - Financial Accounting Standards Board -: http://accounting.rutgers.edu/raw/fasb Instituto Argentino del Petróleo y del Gas: http://www.iapg.org.ar Secretaría de Energía de la Nación: http://www.energia.mecon.gov.ar Ley de Hidrocarburos Nº 17.319 53
