NORMAS CONTABLES DE LA INDUSTRIA PETROLERA

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NORMAS CONTABLES DE LA INDUSTRIA PETROLERA Powered By Docstoc
					  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




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                                    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




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ANEXOS

Glosario...................................................................................................................................32

Legislación
Ley 17.319 – Ley de Hidrocarburos.......................................................................................34

Bibliografía.............................................................................................................................53




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      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

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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:




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                                                           * 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



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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   de
recolección, tratamiento, procesamiento y almacenamiento en el campo. La función              de
producción termina en la válvula de salida de la propiedad arrendada o de los tanques         de
almacenamiento de la producción o, en circunstancias inusuales, en el primer punto            de
entrega del petróleo o gas al oleoducto principal, refinería, terminal marítima o compañía    de
transporte.


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



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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.




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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)                                       CT (BT)
                 (1938-1959)                                   (1938-1959)




                                           APB
                                        (APB-AIN)
                                        (1959-1973)



           FASB                           AC SEC                        EITF
   (FAS, FIN, FTB, CON)               (AAB, SOP, PB)                (EITF, YY-Nº)
         (1973- )                        (1972- )                     (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.




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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                    ARGENTINA                            EE.UU.
                           Moneda homogénea             Moneda de origen
                           Res. 140/96 FACPCE inflación
    Unidad de medida
                           menor 8% anual
                                Contabilidad histórica.
                           Costo histórico                 Costo histórico
   Criterio de valuación
                           Valores corrientes

    Capital a mantener     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.




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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.




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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.


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                          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.

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   -   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


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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


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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.


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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.




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                          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                         FASE                            COSTO
Propiedades no probadas       Adquisición                  Adquisición de propiedades no
                                                           probadas
Propiedades probadas          Adquisición                  Adquisición de propiedades
                                                           probadas
                                                           - Adquiridas probadas
                                                           - Reclasificación de no
                                                           probadas
Pozos, equipos e              Exploración                  Perforar y equipar costos
instalaciones relacionadas                                 exploratorios y estratigráficos
                                                           no exploratorios, que hayan
                                                           encontrado reservas probadas
Pozos, equipos e              Desarrollo de la             Obtener acceso a reservas
instalaciones relacionadas    producción                   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
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                          PRODUCTORA DE PETROLEO Y GAS




Equipos e instalaciones de   Exploración, desarrollo de     Adquisición o construcción de
apoyo utilizados en las      la producción y                equipos e instalaciones de
actividades de producción de producción                     apoyo utilizados en actividades
petróleo y gas                                              de producción de petróleo y
                                                            gas
Pozos, equipos e               Exploración                  Perforar y equipar pozos
instalaciones incompletos                                   exploratorios y estratigráficos
                                                            exploratorios aún no
                                                            completados
Pozos, equipos e               Desarrollo de la             Perforar y equipar pozos de
instalaciones incompletos      producción                   desarrollo aún no completados
Pozos, equipos e               Desarrollo de la             Adquirir o construir equipos e
instalaciones incompletos      producción                   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
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                          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:


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                          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



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                          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



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        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-.




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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:


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                          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.



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   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.




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                        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

                                         PRECIO DE                      GASTOS DE      GASTOS DE
                           VOLUMEN                         FLETE                      TRATAMIENTO    V.B.P.
                                          VENTA                        COMPRESION
                             Mm³                          U$S/Mm³                       U$S/Mm³     U$S/Mm³
                                          U$S/Mm³                        U$S/Mm³
VENTAS MERCADO
INTERNO                      1.000.000     50.00           0.00                2.50       2.50       45.00

VENTA MERCADO
                               0.00        0.00            0.00                0.00       0.00       0.00
EXTERNO

TRANSFERENCIAS SIN
PRECIO (A proceso de           0.00        0.00            0.00                0.00       0.00       0.00
elaboración)

PROMEDIO PONDERADO
                             1.000.000     50.00           0.00                2.50       2.50       45.00
POR VOLUMEN

II) CALCULO DEL VOLUMEN Y PAGO DE REGALIAS

1- PRODUCCION TOTAL (Mm³)                                   99.000,00
(De igual densidad)
2- DEDUCCIONES (Mm³) [ A) + B) + C)                                0,00
     A) CONSUMO INTERNO                            0.00
     B) PERDIDAS POR FURZA MAYOR                   0.00
     C) REINYECCION AL YACIMIENTO                  0.00
3- PRODUCCION COMPUTABLE (Mm³) [ 1) + 2)                    99.000,00
4- PORCENTAJE A APLICAR                                     12 %
5-    REGALIAS
6-    A PAGAR $
7-    PAGO ANTICIPADO $

8-    A PAGAR DEFINITIVO $                                        15.000 ,00




                                                   FIRMA


                Modelo de liquidación de regalías de gas natural s/ Res. 188/93




                                                                                                      28
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                           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.


                                        Gas natural              Petróleo
            Chubut                        1,982,138            113,999,780
            Formosa                            0                 4,354,471
            Jujuy                           14,598                566,939
            La Pampa                       265,546               9,542,556
            Mendoza                        470,931             116,733,749
            Neuquen                     123,633,899            280,268,817
            Río Negro                     2,854,306             52,582,089
            Salta                        33,450,720             18,974,199
            Santa Cruz                   13,117,102            186,834,414
            Tierra del Fuego             17,901,757             35,012,422
            Estado Nacional                  7,946               1,747,580
            Total                       193,697,943            820,617,016




                                                                                              29
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                          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
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ANEXO:

 GLOSARIO

 LEY DE HIDROCARBUROS

 BIBLIOGRAFÍA




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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.

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   -   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.




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                                       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.


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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.


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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



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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.



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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.



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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



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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
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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


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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.


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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


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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.


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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.


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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;




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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.




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                    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.


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                           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


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                    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.




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                           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.




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                  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




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