Lo que nadie se atrevió contar sobre las petroleras

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– AUDITORÍA GENERAL DE LA NACIÓN –
Índice del Informe de Auditoría
– Actuación AGN N° 39 /04 –
INFORME DE AUDITORÍA…………………………………………………………………………………………….. 1
1. OBJETO DE AUDITORÍA………………………………………………………………………………………… 1
2. ALCANCE DEL EXAMEN……………………………………………………………………………………….. 1
2.1. RELEVAMIENTO Y ANÁLISIS DEL MARCO JURÍDICO APLICABLE……………………………………….. 1
2.2. ENTREVISTAS CONCERTADAS……………………………………………………………………………………… 2
2.3. REQUERIMIENTOS DE INFORMACIÓN …………………………………………………………………………… 2
2.4. DOCUMENTACIÓN REMITIDA POR LA SECRETARÍA DE ENERGÍA …………………………………….. 3
2.5. DEFINICIÓN DE LA MUESTRA………………………………………………………………………………………. 4
3. ACLARACIONES PREVIAS…………………………………………………………………………………….. 4
3.1. MARCO REGULATORIO……………………………………………………………………………………………….. 4
3.1.1. Permisos de Exploración (Ley N° 17.319, Dto. N° 3036/68)………………………………………….. 5
3.1.2 Concesiones de Explotación (Ley N° 17.319 – Dto. N° 820/98 y Res. SE N° 588/98)………… 7
3.2. MODALIDADES PARA EL PAGO DEL CANON………………………………………………………………… 12
3.3. AUTORIDAD DE APLICACIÓN ……………………………………………………………………………………. 13
3.4. RÉGIMEN SANCIONATORIO………………………………………………………………………………………. 13
4. COMENTARIOS Y OBSERVACIONES………………………………………………………………….. 13
5. COMUNICACIÓN DEL INFORME A LA SECRETARÍA DE ENERGÍA………………….. 29
6. RECOMENDACIONES…………………………………………………………………………………………. 29
7. CONCLUSIONES………………………………………………………………………………………………….. 31
8. LUGAR Y FECHA DE EMISIÓN DEL INFORME……………………………………………………. 33
9. FIRMA…………………………………………………………………………………………………………………… 33
Gerencia de Entes Reguladores y Privatizaciones
Departamento de Control del Energía y Agua
– Año 2005 –
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INFORME DE AUDITORÍA
AL SEÑOR SECRETARIO DE ENERGÍA
ING. DANIEL CAMERON
En uso de las facultades conferidas por el artículo 118 de la Ley N° 24.156 la
AUDITORÍA GENERAL DE LA NACIÓN procedió a efectuar un examen en el ámbito de
esa Secretaría, con el objeto que se detalla en el apartado 1.
1. Objeto de Auditoría
Secretaría de Energía. Verificación del pago del canon a cargo de los permisionarios
de áreas de exploración y de los concesionarios de áreas de explotación de hidrocarburos.
El período auditado en el presente informe comprende los años 2001, 2002 y 2003.
2. Alcance del examen
El examen fue realizado de conformidad con las normas de auditoría externa de la
Auditoría General de la Nación, aprobadas por la Resolución N° 145/93, dictada en virtud de
las facultades conferidas por el artículo 119, inciso b) de la Ley N° 24.156, habiéndose
practicado los siguientes procedimientos:
2.1. Relevamiento y análisis del marco jurídico aplicable
– Ley de Hidrocarburos (N° 17.319).
– Ley de Federalización de Hidrocarburos. Transformación Empresaria y Privatización
del Capital de YPF S.A. (N° 24.145).
– Decreto N° 3.036/68: Reglamentación del pago del canon establecido en los artículos
57 y 58 de la Ley N° 17.319.
– Decreto N° 2057/91. Actualización de los valores de los cánones a abonar.
– Decreto N° 820/98: Reglamentación técnica del artículo 58 de la Ley N° 17.319.
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– Decreto N° 1930/91: Asigna a YPF S.A. las Áreas Santa Cruz 1, Santa Cruz 2 y
Tierra del Fuego de la Cuenca Austral y convoca a Concurso Público Internacional para
seleccionar a las empresas que se asociarán con aquella a fin de encarar la exploración y
explotación del área.
– Decretos adjudicatarios de las áreas comprendidas en la muestra.
– Resolución MEyOySP N° 1155/91: Delimita las Áreas Santa Cruz 1, Santa Cruz 2 y
Tierra del Fuego y aprueba el Pliego de Bases y Condiciones del Concurso.
– Resolución SE N° 588/98: Aprueba el Acta Acuerdo del Decreto N° 820/98.
– Resolución S.E. N° 309/93: Aprueba la metodología para los trabajos de deslinde y
mensura a realizar por los permisionarios de áreas de exploración y concesionarios de áreas
de explotación.
2.2. Entrevistas concertadas
Con el responsable de la Dirección Nacional de Economía de los Hidrocarburos.
2.3. Requerimientos de información
– Nota AGN N° 31/04 de fecha 22/03/04, reiterada por Nota AGN N° 44/04 y
cumplimentada por Nota SSC N° 707/04, recepcionada con fecha 22/04/04.
– Nota AGN N° 79/04 de fecha 27/05/04, reiterada por Nota AGN N° 91/04 y
cumplimentada por Nota SSC N° 1477/04, recepcionada con fecha 14/06/04.
– Nota AGN N° 109/04 de fecha 15/07/04, cumplimentada parcialmente por Nota
SSC N° 2079/04, recepcionada con fecha 05/08/04.
– Nota AGN N° 123/04 de fecha 19/08/04. Requerimiento de información pendiente,
cumplimentado por Notas SSC N° 2784/04 y N° 2841/04, recepcionadas con fechas 14/09/04
y 20/09/04, respectivamente.
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2.4. Documentación remitida por la Secretaría de Energía (SE)
– Archivo electromagnético Microsoft Excel denominado «Austral nueva» de 557 kb
creado por la SE con fecha 30/03/04.
– Archivo electromagnético Microsoft Excel denominado «Austral» de 489 kb creado
por la SE con fecha 30/03/04.
– Archivo electromagnético Microsoft Excel denominado «Cruyana» de 170 kb creado
por la SE con fecha 30/03/04.
– Archivo electromagnético Microsoft Excel denominado «CRGOLFO San Jorge» de
379 kb creado por la SE con fecha 30/03/04.
– Archivo electromagnético Microsoft Excel denominado «CRNEUQUINA» de 442 kb
creado por la SE con fecha 30/03/04.
– Archivo electromagnético Microsoft Excel denominado «CRNOROESTE» de 160 kb
creado por la SE con fecha 30/03/04.
– Archivo electromagnético Microsoft Excel denominado «Cuyana» de 216 kb creado
por la SE con fecha 30/03/04.
– Archivo electromagnético Microsoft Excel denominado «Golfo San Jorge» de 785 kb
creado por la SE con fecha 30/03/04.
– Archivo electromagnético Microsoft Excel denominado «Neuquina1» de 826 kb
creado por la SE con fecha 30/03/04.
– Archivo electromagnético Microsoft Excel denominado «Neuquina2» de 722 kb
creado por la SE con fecha 30/03/04.
– Archivo electromagnético Microsoft Excel denominado «Noroeste» de 376 kb creado
por la SE con fecha 30/03/04.
– Archivo electromagnético Microsoft Excel denominado «Anexo 1 – AGN – Canon”
de 44 kb creado por la SE con fecha 05/04/04.
– Fotocopias autenticadas de los recibos de pago de cánones denominados «Cupones
Fiscales” correspondientes a las áreas seleccionadas en la muestra.
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– Fotocopias autenticadas de las DDJJ de los permisionarios y concesionarios
comprendidos en la muestra auditada.
– Fotocopias autenticadas de los resúmenes de la cuenta corriente radicada en el Banco
de la Nación Argentina, Sucursal Plaza de Mayo, Nº 3.072/72 en pesos, bajo la denominación
«M.ECON-5000/357-HIDROCARB-RECA», suministrada en hojas no correlativas, una por
cada fecha en que se emitieron cupones fiscales por el pago de cánones de las áreas
comprendidas en la muestra.
2.5. Definición de la muestra
Se remite al Anexo I del presente Informe.
Las tareas de campo se desarrollaron entre el 23 de marzo y el 30 de noviembre de
2004.
3. Aclaraciones Previas
3.1. Marco regulatorio
El artículo 4° de la Ley N° 17.319 establece: “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 determine esta ley”.
Posteriormente, por el Decreto N° 546/03, se les reconoció a los Estados Provinciales
a través de sus organismos concedentes o de aplicación esa facultad y en el siguiente marco:
– «Todas las potestades otorgadas a la Autoridad de Aplicación por la legislación
nacional (…) serán asumidas por los organismos competentes de las respectivas
jurisdicciones provinciales, a los que competerá la aplicación de la Ley 17.319 y sus normas
reglamentarias y complementarias en el carácter de autoridad de aplicación…» (Art. 5°).
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– «Los permisos de exploración y concesiones de explotación y de transporte de
hidrocarburos otorgados por el Poder Ejecutivo Nacional sobre áreas o yacimientos
localizados en las Provincias, continuarán en jurisdicción nacional hasta el dictado de la ley
modificatoria de la Ley N° 17.319». (Art. 8°).
La Ley N° 17.319 le reconoce al titular de un permiso, el derecho de obtener una
concesión de explotación dentro del perímetro delimitado por aquél. El artículo 22 de la ley,
sobre el particular determina:
“Dentro de los 30 días de la fecha en que el permisionario determine que el
yacimiento descubierto es comercialmente explotable, deberá declarar ante la Autoridad de
Aplicación su voluntad de obtener la correspondiente concesión de explotación (…). La
concesión deberá otorgársele dentro de los sesenta (60) días siguientes y el plazo de vigencia
se computará en la forma que establece el artículo 35”.
Conforme a esa disposición, las concesiones de explotación tienen una vigencia de
veinticinco (25) años, plazo que puede prorrogarse hasta por 10 años.
El artículo 56 del Título II, Sección 6° de la Ley -“Tributos”, determina que “Los
titulares de permisos de exploración o concesiones de explotación estarán sujetos (…) al
régimen fiscal que para toda la República se establece seguidamente:
Inc. b) “….al pago del canon establecido por el artículo 57 durante la exploración y el
establecido por el artículo 58 para la explotación…
Ese encuadre atribuye al canon naturaleza jurídica tributaria.
3.1.1. Permisos de Exploración (Ley N° 17.319- Dto. N° 3036/68)
– Plazos de vigencia: El artículo 23 de la ley, regula los siguientes plazos:
PLAZO BÁSICO
Primer Período Segundo Período Tercer Período
Hasta cuatro (4) años Hasta tres (3) años Hasta dos (2) años
PERÍODO DE PRÓRROGA
Vencido el tercer período Hasta cinco (5) años
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Para las exploraciones en la plataforma continental, cada uno de los períodos podrá
incrementarse en un (1) año.
La transformación parcial del área del permiso en una concesión de explotación
(realizada antes del vencimiento del plazo básico) autoriza a adicionar al plazo de vigencia de
la concesión, el lapso no transcurrido del permiso.
– Modificaciones en la superficie del permiso: El artículo 26 especifica que al
finalizar los dos primeros períodos del plazo básico, el permisionario reducirá su área como
mínimo al 50% de la superficie aún no explorada y al término del plazo básico deberá restituir
el total de esa área remanente, salvo en el caso de utilizar la opción del período de prórroga,
en cuyo caso la restitución quedará limitada al 50%.
– Deslinde y mensura de Áreas: La adjudicación de un permiso de exploración obliga
a su titular a deslindar el área en el terreno, conforme lo determina el artículo 20 de la ley.
La metodología a aplicar fue reglamentada mediante la Resolución SE N° 309/93 (Art.
1° y Anexo 1). Conforme se expresa en la misma, “…la Secretaría de Energía debe aprobar
los trabajos de mensura y deslinde, y que a tales efectos, cabe en forma directa la
responsabilidad del o de los profesionales que los realicen”. Especifica además, el deber de
los permisionarios de comunicar toda modificación en las superficies del permiso.
El deber de actualización constante de esta obligación se debe a la correlación de los
controles que la SE debe practicar respecto de las superficies sujetas a pago del canon. El
artículo 6° del Decreto N° 3036/68, sobre el particular determina: “El monto del canon será
reajustado en relación a las superficies que resulte del deslinde o mensura del área. El
importe resultante que comprenderá el tiempo transcurrido desde la adjudicación del
permiso o la concesión o el acto administrativo que reconozca la alteración en el área, se
pagará dentro de los treinta (30) días de la aprobación administrativa de dichas operaciones
o, en su caso se imputará al pago de la anualidad siguiente”.
– Obligación del pago del canon: El artículo 57 establece, que es obligación de los
permisionarios pagar anualmente y por adelantado un canon por cada km2 o fracción.
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El Decreto N° 2057/91, determinó los valores conforme a la siguiente escala:
* Plazo básico:
– Primer Período: Australes ciento cinco mil seiscientos (A 105.600), actualmente
pesos diez con cincuenta y seis centavos ($ 10,56).
– Segundo Período: Australes doscientos once mil doscientos (A 211.200),
actualmente pesos veintiuno con doce centavos ($ 21,12).
– Tercer Período: Australes trescientos dieciséis mil ochocientos (A 316.800),
actualmente pesos treinta y uno con sesenta y ocho centavos ($ 31,68).
* Período de Prórroga:
A partir de su primer año, deberá abonarse por adelantado la suma de Australes
veintiún millones ciento veinte mil (A 21.120.000) por Km2 o fracción, actualmente pesos
dos mil ciento doce ($ 2.112), incrementándose dicho monto en el 50% anual acumulativo.
A su vez, el artículo 5º del Decreto N° 3036/68 determina: “Si el área de un permiso
de exploración se afectara total o parcialmente a una concesión de explotación, las sumas
pagadas en concepto de canon de exploración, en proporción al tiempo que faltare para el
fenecimiento del término anual y a la superficie del área transformada, serán imputados al
canon de explotación correspondiente”.
3.1.2 Concesiones de Explotación (Ley N° 17.319 – Decreto N° 820/98 y su Acta
Acuerdo aprobada por la Resolución SE N° 588/98)
El régimen jurídico aplicable a las concesiones de explotación de hidrocarburos ha
sufrido sucesivas modificaciones por la transformación producida en la actividad desde el
proceso de desregulación encarado hasta la privatización definitiva de la empresa
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad Anónima -YPF S.A.- (Ex Sociedad del Estado –
Dto. N° 2778/90). A su vez, se determinó una reestructuración y/o clasificación de las áreas
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concesionadas en el marco de la Ley N° 17.319, de los Decretos N° 1055/89, N° 1589/89, N°
1216/90, N° 2411/91, N° 1930/91, N° 305/92 y disposiciones concordantes, y en el marco de
la Ley de Federalización de los Hidrocarburos N° 24.145.
Esas modificaciones quedaron plasmadas en el Decreto N° 820/98 y su Acta
Acuerdo aprobada por Resolución SE N° 588/98, conforme al siguiente alcance:
– Reestructuración de las áreas adjudicadas:
(i) Áreas Secundarias: Concesiones de explotación, exploración complementaria y
desarrollo de hidrocarburos otorgadas en el marco de los Decretos 1055/89, N° 1212/89 y N°
1589/89 (Dto. N° 820/98-Art.1 inciso a).
(ii) Áreas Reconvertidas: Concesiones de explotación otorgadas en el marco de los
Dtos. 1055/89, N° 1212/89, N° 1589/89, N° 2411/91 (Dto. N° 820/89-Art.1 inciso b).
(iii) Áreas de YPF S.A.: Concesiones de explotación otorgadas en el marco del
artículo 4 de la Ley N° 24.145 (Dto. N° 820/98-Art.1 inciso c).
(iv) Áreas de Asociación: Concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas a
YPF S.A. en el marco del artículo 4° de la Ley N° 24.145 y bajo el régimen de los Dtos.
1055/89, N° 1212/89, N° 1589/89, N° 1930/91, N° 305/92 y diversas Resoluciones del ex
Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos.
(v) Áreas Centrales: Concesiones de explotación otorgadas en el marco del artículo 4°
de la Ley N° 24.145, y los Decretos N° 1055/89; N° 1212/89; N° 1589/89 y 1216/90.
(vi) Áreas Particulares: Concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas a YPF
en el marco del artículo 4° de la Ley N° 24.145.
El artículo 3° del decreto citado y su Acta Acuerdo especifica: “Las superficies
otorgadas en concesión deberán dividirse de la siguiente manera:
I. Área de concesión: Es la superficie delimitada por el decreto de adjudicación de la
concesión y las modificaciones que se hubieren efectuado. Esta superficie deberá ser
mensurada toda vez que la misma fuera reducida por restitución voluntaria de superficies.
II. Lotes de Explotación: Son aquellas superficies del Área de Concesión que el
concesionario defina para la explotación de hidrocarburos y la Secretaría de Energía
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verifique conforme el Art. 30 de la Ley N° 17.319. La superficie de los Lotes de Explotación
puede ser ampliada dentro del límite del Área de Concesión.
III. Superficie remanente: Son aquellas superficies del Área de Concesión no
abarcadas por Lotes de Explotación”.
– Metodología de Medición de Superficies: El artículo 33 de la Ley N° 17.319
determina: “….El concesionario deberá practicar la mensura de cada uno de los 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.”
La metodología para el deslinde y mensura de las áreas, fue reglamentada mediante
Resolución SE N° 309/93. Su artículo 2°, específicamente establece: “Los Concesionarios de
Áreas de Explotación deberán presentar ante la SE las coordenadas de los lotes de
explotación incluidos en las áreas de sus respectivas concesiones”.
A partir de la reestructuración de las áreas adjudicadas (Decreto N° 820/98), por Nota
DNRHyC Nº 267/00 de fecha 14 de enero de 2000, se dispuso un plazo de ciento veinte (120)
días corridos para el cumplimiento de esa obligación, y a su vez, se determinaron los
siguientes principios:
– “Las trampas estructurales deben ser delimitadas mediante líneas envolventes que
abarquen las superficies mineralizadas.
– Se tendrán en cuenta las variaciones laterales para el conjunto de los reservorios que
integran la/s trampa/s, de manera que la delimitación del lote resulte lo más abarcativa
posible de las superficies mineralizadas.
– La delimitación de las trampas productivas y/o de los lotes de explotación debe ser
independiente del radio de drenaje de los pozos perforados en la superficie abarcada por la
concesión de explotación.”
Conforme se ha adelantado, la extensión y/o modificación de las superficies
adjudicadas deben ser comunicadas a la SE para su pertinente aprobación.
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– Obligación de pago del canon (Art. 58 de la Ley N° 17.319 – Dto. N° 3036/8 y
Dto. 820/98 y su Acta Acuerdo).
· Áreas Secundarias, Reconvertidas y de YPF S.A.: El régimen actual se sustenta en la
determinación de distintos cánones según la superficie de que se trate (lotes de
explotación y superficies remanentes) y en la aplicación de cánones progresivos a los
efectos de inducir la restitución anticipada de superficies (Dto. N° 820/98 art. 3° inc. b).
1. Lotes de explotación (LE): El canon de explotación (CE) se abonará anualmente y
por adelantado, por cada km2 o fracción abarcada por el o los lotes de explotación. El Decreto
N° 2057/91 fijó su valor en la suma de Australes cuatro millones ciento noventa y cinco mil
(A 4.195.000), actualmente pesos cuatrocientos diecinueve con cincuenta ($ 419,50).
2. Superficie Remanente (SR): Para la determinación del canon a abonar en forma
anual y por adelantado, se establecen los siguientes cuatro (4) períodos:
– Primer período: 01/01/98 al 31/12/02
– Segundo período: 01/01/03 al 31/12/05
– Tercer período: 01/01/06 al 31/12/07
– Cuarto período: 01/01/08 al fin de Concesión
Al finalizar cada uno de ellos, el concesionario tiene la opción de restituir, como
mínimo, el 25% de la superficie remanente o retenerla. La suma a abonar en concepto de
canon es un porcentaje (%) progresivo del CE y dependerá de la opción que se ejerza.
Durante el primer período el canon a abonar es el 6% del CE. Concluido el primer
período, las opciones son las siguientes:
– Abonar el 9% del CE por km2 o fracción, si restituyó como mínimo el 25% de la SR.
– Abonar el 35% del CE por km2 o fracción, si retiene la SR.
Concluido el segundo período, el concesionario puede optar entre:
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– Abonar el 12% del CE por km2 o fracción, si restituyó en cualquiera de los dos períodos
como mínimo el 50% de la SR.
– Abonar el 35% del CE por km2 o fracción si restituyó en cualquiera de los dos períodos
como mínimo el 25%.
– Abonar el 70% del CE por km2 o fracción si al finalizar los dos períodos hubiera ejercido la
opción de retención.
Concluido el tercer período, las alternativas son las siguientes:
– Abonar el 15% del CE por km2 o fracción, si restituyó en cualquiera de los tres períodos
como mínimo el 75% de la SR.
– Abonar el 35% del CE por km2 o fracción, si restituyó en cualquiera de los tres períodos
como mínimo 50% de la SR.
– Abonar el 70% del CE por km2 o fracción, si restituyó en cualquiera de los tres períodos
como mínimo el 25% de la SR.
– Abonar el 100% de CE por km2 o fracción, si al finalizar los tres períodos hubiera ejercido
la opción de retención.
El régimen precedentemente descripto se grafica en el flujograma que se adjunta como
Anexo II.
· Áreas de Asociación, Centrales y Particulares: El actual régimen se sustenta en la
aplicación del CE para las áreas de explotación y respecto de las superficies
remanentes, se aplica un porcentaje fijo de ese canon por no estar esas superficies
sujetas a restituciones.
1. Canon de explotación (CE): Se abonará anualmente por cada km2 o fracción
abarcado por el o los lotes de explotación ($ 419,50).
2. Canon de superficie remanente (CSR): Durante toda la vigencia de la concesión, su
valor se fija en el 15% del CE por km2 o fracción, salvo que la superficie sea inferior a 200
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km2, en cuyo caso toda la superficie del área remanente se considerará lote de explotación y
se abonará el CE.
3.2. Modalidades para el pago del canon:
El pago del canon está sujeto a las siguientes modalidades:
– Fecha de pago: “Los titulares de permisos de exploración o concesión de
explotación pagarán el canon por adelantado dentro de los treinta (30) días iniciales de cada
término anual. Cuando un período del permiso o concesión contenga una fracción de año, el
importe del canon correspondiente a esa fracción se reducirá proporcionalmente y se pagará
luego de las anualidades completas de dicho período” (Art. 2° del Dto. N° 3.036/68).
“Los importes que no sean pagados en término (…) devengarán a favor del Estado,
sin necesidad de interpelación alguna, un interés igual al que perciba el Banco de la Nación
Argentina en sus operaciones de descuento…” (Art. 9° del citado decreto).
Con relación a las opciones conferidas al concesionario, de poder restituir o retener la
superficie remanente, deberán ser ejercidas y notificadas a la SE con una anticipación de
treinta (30) días al vencimiento de cada uno de los períodos estipulados. Si el concesionario
no efectúa esa notificación, se entenderá que optó por retener.
– Compensación en unidades de trabajo: A los fines de alentar la exploración, podrá
establecerse un régimen de opción a favor de los concesionarios de compensar las
obligaciones de canon con compromisos de inversión en exploración, mediante la
presentación de programas de trabajo detallados y garantizados a satisfacción de la Autoridad
de Aplicación (Ley N° 17.319, Art. 57 y Dto. N° 820/98, Art. 3° inc. e).
– Efectivización del pago: “ Los permisionarios y concesionarios harán efectivo el
pago del canon mediante depósito en la cuenta bancaria que al efecto abrirá la Autoridad de
Aplicación, debiendo presentar el comprobante de dicho depósito juntamente con una
declaración jurada que contenga los elementos que determinan el importe abonado…” (Art.
11 del mismo decreto).
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Conforme a la información proporcionada los depósitos se realizan en la Cuenta
Corriente en pesos N° 3072/72 abierta en el Banco de la Nación Argentina Sucursal Plaza de
Mayo, bajo la denominación MECON – 5000/357-HIDROCARB-RECA.
3.3. Autoridad de Aplicación
El artículo 75 de la Ley N° 17.319, determina que la Autoridad de Aplicación
fiscalizará el ejercicio de las actividades relativas a la exploración, explotación,
industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos, conforme a las
disposiciones de esta ley y a las reglamentaciones que dicte el Poder Ejecutivo, a cuyo efecto,
los permisionarios y concesionarios facilitarán en la forma más amplia las tareas de
inspección y fiscalización.
Conforme lo determina el artículo 1° del Decreto N° 828/98, ese carácter fue
atribuido a la Secretaría de Energía.
3.4. Régimen Sancionatorio
El artículo 80 de la Ley citada establece: “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;
… 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”.
4. Comentarios y Observaciones
4.1. El valor del canon de explotación no refleja las variaciones que registró el precio del
petróleo crudo nacional en el mercado interno.
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El artículo 102 de la Ley N° 17.319 establece que «Los valores en pesos moneda
nacional que esta ley asigna al canon de exploración y explotación, podrán ser actualizados
con carácter general por el Poder Ejecutivo Nacional sobre la base de las variaciones que
registre el precio del petróleo crudo nacional en el mercado interno».
A través de este mecanismo, los valores del canon fueron actualizados por el Decreto
N° 1037/90 y por el Decreto N° 2057/91 que fijó los siguientes valores por km2 o fracción:
Australes cuatro millones ciento noventa y cinco mil (A 4.195.000) por km2 o fracción.
Durante el período auditado y en la actualidad, el valor precedentemente detallado es
el que se aplica y resulta de la conversión del monto de Australes a Pesos (1=10.000), toda
vez que el Decreto N° 820/98 no modifica valor alguno.
En el marco de la facultad conferida, la Secretaría de Energía no propuso la
modificación del valor actual, existiendo dos proyectos de ajuste del valor del canon, elevados
por la Dirección Nacional de Economía de Hidrocarburos, tramitados por Expedientes
CUDAP 751-001704/2001, recaratulado CUDAP S01:0048464/2003 y N° S01:0186904/03.
Es importante aclarar que las áreas de exploración se reconvirtieron en áreas de
explotación y áreas de superficie remanente a partir del Decreto Nº 820/98 y su Acta Acuerdo
aprobada por Resolución SE Nº 588/98. En consecuencia, se calculó el valor anual que
hubiera alcanzado el canon de explotación (CE) de haberse aplicado el mecanismo de
actualización regulado, lo que se expone en el siguiente cuadro.
EJERCICIO TEÓRICO DE LA EVOLUCIÓN DEL CANON EN FUNCIÓN
DEL PRECIO DEL CRUDO NACIONAL
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Fuente: Elaboración AGN
La diferencia entre el valor del CE que rige a partir del año 1991 ($419,50) y el valor
que hubiera alcanzado en el año 2003 ($1.924,42) de haberse ejercido la facultad conferida
por el artículo 102 de la ley, es de $ 1.504,92.
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
Valor Actualizado S/AGN
PERIODO
Año
Precio del
Petróleo
$/m3
Evolución
Relativa
1993 = Base
100
Coeficiente Valor
Actual
Valor
Actualizado
S/AGN
I II III IV = III/100 V VI = IV x V
1993 97,97 100 1,000000000 419,50 419,50
1994 90,87 92,75 0,927528835 419,50 389,10
1995 99,33 101,39 1,013881801 419,50 425,32
1996 122,45 124,99 1,249872410 419,50 524,32
1997 114,55 116,92 1,169235480 419,50 490,49
1998 77,01 78,61 0,786056956 419,50 329,75
1999 106,49 108,70 1,086965398 419,50 455,98
2000 176,52 180,18 1,801776054 419,50 755,85
2001 147,65 150,71 1,507094008 419,50 632,23
2002 408,45 416,91 4,169133408 419,50 1.748,95
2003 449,43 458,74 4,587424722 419,50 1.924,42
2004 (1) 521,38 532,18 5,321833214 419,50 2.232,51
10.328,43
(1) Hasta agosto de 2004, inclusive.
BASE 1993=100 – FUENTE: Secretaría de Energía (primer año con datos oficiales)
EVOLUCION PRECIO DEL PETROLEO CANON EN $/KM²
Precios promedio por volúmen de venta de crudo, ponderado por provincia
Promedio General anual total país
16
Fuente: Elaboración AGN
La siguiente tabla expone para una muestra de 61 áreas, la diferencia entre el cálculo
de cánones históricos aplicados durante el período auditado y el cálculo de cánones
actualizados según el procedimiento que faculta la Ley de Hidrocarburos.
419,50
1.924,42
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
canon actual canon ajustado al 2003
17
CANON DE EXPLOTACION – PERIODO AUDITADO 2001/2003
I II III IV V VI VII
2001 5.137,35 419,50 2.155.118,32 632,23 3.247.986,79 1.092.868,46
2002 5.126,54 419,50 2.150.583,54 1.748,95 8.966.062,13 6.815.478,61
2003 5.184,32 419,50 2.174.822,25 1.924,42 9.976.809,09 7.801.986,86
TOTALES 15.448,21 6.480.524,11 22.190.858,01 15.710.333,93
CANON DE SUPERFICIES REMANENTES – PERIODO AUDITADO 2001/2003
I II III IV V VI VII
2001 26.693,52 1.298.752,54 48,65 73,33 1.957.354,75 658.602,21
2002 26.779,96 1.306.382,85 48,78 203,38 5.446.479,82 4.140.096,97
2003 25.490,02 1.965.716,80 77,12 353,77 9.017.555,93 7.051.839,14
TOTALES 78.963,50 4.570.852,19 16.421.390,50 11.850.538,32
CANON DE SUPERFICIE TOTAL (SE + SR) – PERIODO AUDITADO 2001/2003
I II III IV V
2001 31.830,87 3.453.870,86 5.205.341,53 1.751.470,68
2002 31.906,50 3.456.966,38 14.412.541,95 10.955.575,58
2003 30.674,34 4.140.539,04 18.994.365,04 14.853.825,99
TOTALES 94.411,71 11.051.376,28 38.612.248,52 27.560.872,25
AÑO SE KM²
DDJJ – SE
CE ACTUAL
$/KM²
MONTO
ORIGINAL
CE
AJUSTADO
$/KM² AGN
MONTO
AJUSTADO
S/AGN
DIFERENCIA
MONTO
ORIGINAL
MONTO
AJUSTADO
S/AGN
DIFERENCIA AÑO SR KM²
DDJJ – SE
CSR ACTUAL
$/KM²
CSR
AJUSTADO
$/KM² AGN
MONTO
AJUSTADO
S/AGN
DIFERENCIA MONTO
ORIGINAL
AÑO ST KM²
DDJJ – SE
Fuente y método utilizado por la AGN para la confección de la tabla precedente:
a) Respecto del “CANON DE EXPLOTACIÓN-PERÍODO 2001/2003”
– Columna I, se indican los años auditados 2001, 2002 y 2003
– Columna II, SE Km2: Expone las superficies de explotación de las 61 áreas analizadas,
obtenidas de las DDJJ presentadas por los concesionarios, remitidas por la Secretaría de
Energía.
– Columna III, CE Actual: Es el valor del canon de explotación por Km2, fijado por el
Decreto N° 2.057/91.
– Columna IV, Monto Original: Es el valor que debería haber ingresado de acuerdo a las
superficies de explotación declaradas por los concesionarios de las 61 áreas analizadas y el
18
valor del canon actual por km2. El monto es el resultado del producto de la columna II por la
columna III.
– Columna V, CE Ajustado S/AGN: Es el valor del canon ajustado por la AGN, según el
precio del petróleo crudo nacional en el mercado interno (Art. 102 Ley Nº 17.319).
– Columna VI, Monto Ajustado S/AGN: Es el monto calculado por la AGN, de acuerdo a las
superficies de explotación declaradas por los concesionarios de las 61 áreas analizadas y el
valor del canon ajustado S/AGN.
– Columna VII, Diferencia: Expone la diferencia entre el monto original que debería haber
ingresado conforme se detalla en la columna IV y el monto ajustado S/AGN de acuerdo al
método detallado en la columna VI.
b) Respecto del “CANON DE SUPERFICIE REMANENTE-PERÍODO 2001/2003”
– Columna I: se indican los años auditados 2001, 2002 y 2003.
– Columna II, SR Km2: Expone las superficies remanentes (SR) de las 61 áreas analizadas,
obtenidas de las DDJJ presentadas por los concesionarios, remitidas por la Secretaría de
Energía.
– Columna III, Monto Original: Es el monto que debería haber ingresado por las 61 áreas
analizadas, obtenido de la sumatoria de las SR por el valor del canon correspondiente; éste
surge de las declaraciones de los concesionarios de acuerdo al tipo de área y la normativa
aplicable (Dec. 820/98 – Capítulo Aclaraciones Previas, Punto 3.1.2, del presente Informe).
– Columna IV, CSR Actual: Es el valor promedio del canon que surge del cociente entre la
columna III y la columna II.
– Columna V, CSR Ajustado S/AGN: Es el monto de la columna IV ajustado por la AGN,
según la evolución del precio del petróleo crudo nacional en el mercado interno (Art. 102 Ley
17319).
– Columna VI, Monto Ajustado S/AGN: Es el monto que debería haber ingresado por las 61
áreas analizadas, obtenido como sumatoria de la SR por el valor del canon correspondiente
ajustado por la evolución del precio del petróleo.
19
– Columna VII, Diferencia: Expone la diferencia entre el monto original que debería haber
ingresado conforme se detalla en la columna III y el monto ajustado s/AGN de acuerdo al
método detallado en la columna VI.
c) Respecto del “CANON DE SUPERFICIE TOTAL (SE+SR) PERÍODO 2001/2003”
– Columna I: se indican los años auditados 2001, 2002 y 2003.
– Columna II, ST KM2: Expone la sumatoria de las superficies declaradas por los
concesionarios de las 61 áreas analizadas (SE + SR).
– Columna III, Monto Original: Es el valor que debería haber ingresado de acuerdo a la suma
de los montos originales correspondiente a las superficies declaradas por los concesionarios
de las 61 áreas analizadas (SE + SR).
– Columna IV, Monto Ajustado s/AGN: Expone la suma de los montos ajustados s/AGN
correspondiente a las superficies declaradas por los concesionarios de las 61 áreas analizadas
(SE + SR).
– Columna V, Diferencia: Expone la diferencia entre la suma de los montos originales que
deberían haber ingresado respecto de las 61 áreas analizadas (SE + SR) y los montos
ajustados s/AGN respecto de esa muestra.
Como evidencian los valores expuestos en la tabla precedente y conforme al método
aplicado por la AGN, ante la falta de actualización del valor del canon, el Estado, durante el
período auditado (años 2001 a 2003) y respecto de las 61 áreas analizadas, dejó de percibir
un 71% en concepto de canon.
La facultad delegada en el Poder Ejecutivo por el artículo 102 de la Ley N° 17.319
según lo entiende la doctrina administrativista, es de las denominadas discrecionales. Ello, por
cuanto la norma mencionada le da la facultad de adecuar el valor del canon a la evolución del
precio del crudo en el mercado interno.
Sin embargo, y según la misma doctrina, que una facultad sea discrecional no implica
que no deba ejercerse de acuerdo al principio de razonabilidad, las prácticas del buen hacer
del Administrador y teniendo en cuenta fundamentalmente, el interés público involucrado. En
20
el presente caso, la Ley da una pauta concreta a tener en cuenta para ejercer la facultad
delegada de actualizar el valor del canon y ésta es la variación del precio del crudo en el
mercado interno.
Configurada esa pauta, la SE mantiene invariable desde el año 1991 el valor del canon
en la suma de $ 419,50.
4.2. La metodología aplicada por la Secretaría de Energía para el cálculo de los intereses
en caso de mora es incorrecta.
Por Nota SSC N° 2079/04 la SE manifiesta que «Respecto a la metodología de cálculo
de intereses aplicados en casos de pago en concepto de canon fuera de término, el artículo 9°
del Decreto N° 3036/68 señala que se aplicará un interés igual al que percibe el Banco de la
Nación Argentina en sus operaciones de descuento. En tal sentido a los efectos del cálculo de
intereses, se aplica al término de cada mes calendario la tasa de interés promedio
correspondiente a dicho mes publicada por el Banco de la Nación Argentina, exceptuando el
mes de efectivo pago”.
Consultado el Banco de la Nación Argentina respecto de la tasa de interés que la
Institución aplica para las operaciones de descuento y su metodología, se informa que “…Con
respecto a la metodología de cálculo de intereses, se aplican las fórmulas de Interés
Compuesto y la capitalización para las operaciones vencidas se toma lo previsto en los
respectivos mutuos, de no existir cláusulas para Mora, dicha capitalización se efectúa en
forma Anual”.
De las planillas de cálculo proporcionadas por la SE como registro del estado y
evolución de la deuda de cada área adjudicada, surge que esa Secretaría determina la deuda de
cada área en mora sumando en forma independiente el capital (canon) impago y los intereses
calculados sin realizar capitalización alguna.
Consecuentemente, la SE al realizar el cálculo de los intereses por mora ante el
vencimiento del pago del canon, no aplica la metodología descripta por el Banco de la Nación
Argentina, a la cual remite expresamente el artículo 9° del Decreto N° 3036/68. Este
21
apartamiento de la normativa se evidencia en que no capitaliza los intereses cuando el período
de la mora excede el año.
Por otro lado, la SE al realizar el cálculo de los intereses, excluye los devengados
durante el mes del efectivo pago de la obligación. Cuando en realidad corresponde se aplique
por todo el período de atraso, incluido los días de mora de efectivo pago.
En el marco del artículo 9º del Decreto N° 3036/69, este aspecto motivó un
requerimiento de ampliación de información a la SE, que por Nota SSC N° 2784/04 informó
“… que a su entender la observación formulada por la AGN es correcta y se tendrá en cuenta
en todo nuevo reclamo, asimismo se incorporará en el proyecto de desarrollo de informática
actualmente en curso, para el mejor control del canon».
Los hallazgos referenciados evidencian la menor recaudación operada y un perjuicio
económico para el Estado Nacional, por el efecto cancelatorio del pago de una obligación que
fuera calculada de un modo diferente al regulado por la normativa vigente.
Esta AGN no desconoce los argumentos sostenidos por la SE acerca de la
improcedencia de la capitalización de los intereses por mora, al entender que el término
interés debe ser interpretado en forma estricta y en consecuencia que sólo refiere a la tasa
aplicable; sin embargo se considera que el mismo remite no sólo a la tasa sino también al
período de capitalización y, en consecuencia, este es el que aplica el Banco de la Nación
Argentina.
4.3. La Secretaría de Energía no actúa como un buen administrador al imputar los
pagos parciales, primero al capital. Ello genera una menor recaudación.
Durante el período auditado, respecto de las 61 áreas adjudicadas comprendidas en la
muestra, se verificó que en la mayoría de los casos el canon fue pagado fuera de término,
según el siguiente detalle:
22
Período Auditado Pago Fuera de Término
Cantidad de Áreas
Porcentaje sobre
Muestra (61 Áreas)
Años 2001 60 98,36
Año 2002 54 88,52
Año 2003 51 83,61
Constituyen casos extremos las Áreas Río Cullen, Las Violetas y Angostura en que si bien se
verificaron pagos parciales, la cancelación definitiva de las deudas fue realizada luego de 11,
12 y 10 anualidades, respectivamente.
Según surge de los registros proporcionados por la SE, los pagos que las adjudicatarias
realizan son imputados al capital, en tanto que los intereses se tienen por abonados al
momento de la cancelación total de la deuda.
Este criterio de imputación no condice con la práctica, generando una menor
recaudación al disminuir la base de cálculo de los intereses.
A su vez, como debilidad en el buen orden administrativo, surge que 35 áreas no
figuran en el soporte magnético remitido por la SE, aunque existen DDJJ y pagos remitidos
por esa Secretaría en fotocopia certificada. Tales áreas son:
1 AGUARAGUE 18 SANTA CRUZ II
2 SC II AN AIKE 19 TIERRA DEL FUEGO
3 EL HUEMUL – KOLUEL KAIKE 20 VIZCACHERAS
4 25 DE MAYO – MEDANITO SUD ESTE 21 SC I CAMPO INDIO
5 EL PORTON 22 SC I LAGUNA DE ORO
6 EL TORDILLO 23 SC I CAMPO BOLEADORAS
7 ESTANCIA LA ESCONDIDA 24 SC I PUESTO PETER
8 LA VENTANA 25 SC I LA PAZ
9 LAGO FUEGO 26 SC I LA PORFIADA
10 LOBO 27 SC I BAJADA FORTALEZA
11 LOS MONOS 28 SC I DOS HERMANOS
12 MAGALLANES 29 SC I LA MENOR
13 PALMAR LARGO 30 SC I ESTANCIA LIBRUN
14 PUESTO FLORES – ESTANCIA VIEJA 31 SC I EL CERRITO
15 PUESTO HERNANDEZ 32 SC I CAÑADON DEUSS
23
16 RIO NEUQUEN 33 SC II BARDA LAS VEGAS
17 SANTA CRUZ I 34 SC II MARIA INES
35 SC II MARIA INES OESTE
4.4. La SE no realiza un control eficiente en materia de deslinde y mensura de las áreas
adjudicadas, debilitando significativamente el poder de policía que le compete en la
recaudación del canon.
Sustentándose el actual régimen en el pago del canon por km2 o fracción, la
ratificación o rectificación de las superficies comprendidas en los permisos de exploración,
concesiones de explotación y superficies remanentes de las áreas adjudicadas, constituye el
mecanismo que permite realizar la liquidación del tributo.
La metodología para el deslinde y mensura de las áreas, fue reglamentada mediante
Resolución SE N° 309/93. Su artículo 2°, específicamente establece: “Los Concesionarios de
Áreas de Explotación deberán presentar ante la SE las coordenadas de los lotes de
explotación incluidos en las áreas de sus respectivas concesiones”.
A partir de la reestructuración de las áreas adjudicadas (Decreto N° 820/98), por Nota
DNRHyC Nº 267/00 de fecha 14 de enero de 2000, se dispuso un plazo de ciento veinte (120)
días corridos para el cumplimiento de esa obligación.
La conciliación del monto recaudado en concepto de canon requiere necesariamente
que la SE emita actos administrativos previos que convaliden los km2 comprendidos en cada
uno de los permisos, concesiones o lotes de explotación y sus respectivas superficies
remanentes, como base imponible.
A su vez, el cambio de status de las áreas, por las variaciones en los destinos de las
superficies adjudicadas que el sistema regulado permite, es informado por los permisionarios
y/o concesionarios a través de la Declaraciones Juradas (DDJJ) que el sistema les obliga a
presentar, exigiendo por parte de la SE un riguroso seguimiento a través de los respectivos
actos administrativos que previamente debe emitir.
24
Solicitados a la SE (Nota AGN Nº 109/04) copia de los actos administrativos emitidos
durante los años 2001, 2002 y 2003 por los que se certifica y/o convalida la mensura de cada
una de las áreas comprendidas en la muestra auditada y sus posteriores variaciones en la
superficie, por Nota SSC Nº 2079/04 la Secretaría manifiesta que: “….cabe informar en
cuanto al trámite interno, que en base a la documentación geológica-topográfica enviada por
la empresa en cuanto a planimetría y conformación del reservorio, la Dirección Nacional de
Exploración, Explotación y Transporte comunica mediante memorando interno a la
Dirección Nacional de Economía de los Hidrocarburos la ratificación y/o rectificación de los
kilómetros cuadrados mensurados”. Reiterado el pedido de la documentación respaldatoria
faltante (Nota AGN Nº 123/04), por Nota SSC Nº 2841/04 la Secretaría remitió como
documentación Memorandos Internos que se corresponden parcialmente con el período 2001
(no remitiendo los correspondientes a los años 2002 y 2003) y las áreas seleccionadas en la
muestra, por lo que la información proporcionada fue incompleta e impidió, respecto de la
muestra seleccionada, verificar la convalidación de los km2 adjudicados y la determinación de
lo que se debería haber recaudado en concepto de canon. A los efectos de su ilustración, en el
cuadro siguiente se detalla la documentación remitida por la SE y el grado de
correspondencia con los alcances de la muestra.
Memorandos
Corresponde
al período
auditado
Concesiones
Informadas
Corresponden
a la Muestra
% sobre
muestra
(61 áreas)
15/08/00 No 52 9 14,75
25/09/00 No 21 9 14,75
21/11/00 No 15 2 3,28
04/12/00 No 4 1 1,64
18/12/00 No 13 3 4,92
39,34
11/01/01 Si 9 0 0,00
17/01/01 Si 5 2 3,28
13/02/01 Si 3 2 3,28
20/04/01 Si 2 2 3,28
07/05/01 Si 2 1 1,64
26/07/01 Si 7 1 1,64
25
01/08/01 Si 2 2 3,28
31/08/01 Si 3 2 3,28
19,67
En el contexto de estas debilidades, se tomó conocimiento que la SE solo cuenta en la
actualidad con un «Proyecto de Manual de Procedimientos para la determinación, Control de
Pago y Reclamos y Sanciones por no Pago del Canon de Hidrocarburos”. En este documento
se especifica, que las superficies gravadas por el canon, correspondientes a permisos de
exploración, concesiones de explotación y áreas remanentes y sus variaciones “…se
determinarán previo informe de la Dirección Nacional de Exploración, Explotación y
Transporte, por Decisión Administrativa o por resolución o nota del Secretario de Energía o
por Disposición o nota de la Subsecretaría de Combustible…” y propone entre otros aspectos
que “…La Dirección Nacional de Economía de los Hidrocarburos contará con una base de
datos en soporte magnético que consigne para cada permiso o concesión, la superficie
gravada y su variación, clasificada en áreas de exploración, lotes de explotación y áreas
remanentes, valor del canon aplicado para determinar las obligaciones, y en forma mensual ,
los montos de canon devengados y vencidos, los pagos realizados, discriminándose capital e
intereses, fecha de su realización y número de cupón fiscal (…). Los archivos que conformen
esta base de datos deberán contener una programación que permita en forma anual
balancear los montos de canon e intereses devengados con los pagos realizados en el año y
el valor de los montos reclamados aún no pagados correspondientes a ese año…” . Esta
propuesta evidencia las debilidades en los sistemas de control y también la intención de
mejorar los sistemas existentes.
Sin perjuicio de lo expuesto, y teniendo en cuenta el fin perseguido por el mencionado
proyecto, se estima apropiado impulsar una modificación del régimen regulado por ley a los
fines de reformular el régimen de declaraciones juradas
4.5. La SE no ha reglamentado la forma para la presentación de las DDJJ, por lo que los
datos expuestos por los permisionarios y/o concesionarios son incompletos.
26
De la documentación remitida por la SE, consistente en copias de las DDJJ
presentadas por los adjudicatarios (en total 166) la información relevada presenta las
siguientes inconsistencias: Falta de uniformidad en la exposición de los datos, ausencia del
carácter unívoco que deben contener los mismos, exposición global de la información, falta de
referencia de los actos administrativos que reconozcan las variaciones de las superficies del
área ocurridas dentro del período anual y omisiones varias (fecha de presentación de la DDJJ,
firma del declarante). Por otro lado, se advierte en algunos casos, la ausencia de sello y firma
del funcionario actuante.
Tratándose la DDJJ de una autoliquidación de los importes a ingresar en concepto de
canon e intereses por mora, la SE no ejerce controles sobre las mismas al no validar la
información aportada por los adjudicatarios.
4.6. La Secretaría de Energía no aplica la potestad sancionatoria conforme a los alcances
del régimen regulado.
El artículo 80 determina que: “Las concesiones o permisos caducan
a) Por falta de pago de una anualidad del canon respectivo, tres meses después de vencido el
plazo para abonarla”.
En su parte final el artículo especifica: «…Previamente a la declaración de
caducidad por las causas previstas en los incisos a)….del presente artículo, la Autoridad de
Aplicación intimará a los permisionarios y concesionarios para que subsanen dichas
transgresiones en el plazo que fije”.
Solicitada y reiterada la información relativa al universo de las empresas que fueron
sancionadas durante el período auditado por incumplimiento del pago del canon y/o toda
actuación pendiente de trámite, por Nota SSC N° 2079/04 solo se informaron a título de
ejemplo dos intimaciones, que a continuación se referencian:
27
– Intimación Nota SSC N° 1788/04 de fecha 12/07/04: La SE reclama a la Compañía
Vintage Oil Argentina Inc. (concesionario del área El Huemul) el canon de explotación
adeudado por los años 1998 a 2000 (anterior al período auditado).
– Intimación Nota DNEH N° 228/04 de fecha 30/03/04: La SE reclama a la empresa
Petrobras Energía S.A. una deuda en concepto de canon de explotación e intereses que según
esa Secretaría, asciende a $ 92.196,28, respecto de distintos lotes en ella detallados,
destacándose que el período adeudado más antiguo data del año 1996 (Áreas La Paz de Santa
Cruz I y María Inés de Santa Cruz II) en tanto que los restantes períodos adeudados se
remontan a los años 1998; 1999 y 2001.
Solicitados los fundamentos de las intimaciones extemporáneas cursadas, la SE
informa que «…se ha incurrido en una demora involuntaria…».
Si bien esa Secretaría no ha proporcionado el detalle de las intimaciones cursadas o
caducidades propuestas, constituyen casos extremos las Áreas Río Cullen, Las Violetas y
Angostura en que si bien se verificaron pagos parciales, la cancelación definitiva de las
deudas fue realizada luego de 11, 12 y 10 anualidades, respectivamente. Ante este
incumplimiento por parte de los adjudicatarios, que excede toda razonabilidad en el tiempo, la
Secretaría de Energía no ha aplicado las caducidades previstas en la ley.
A su vez, relevados los recibos remitidos por la SE con relación a las 61 áreas
analizadas, surgen los siguientes incumplimientos:
– No se registra el pago del canon por los períodos 2001 y 2002, con relación a las
áreas que se indican a continuación:
Áreas Superficie LE Superficie R.
Bajada Fortaleza 209,15 km2 ————————-
Campo Boleadoras 39,85 km2 ————————-
Campo Indio 70,33 km2 ————————-
Fracción A ———————– 84,5 km2
Fracción B 200,59 km2 292,11 km2
Fracción C ———————– 5.061,57 km2
Fracción D ———————– 354,74 km2
La Porfiada 80,78 km2 ————————-
Laguna de Oro 166,25 km2 ————————-
Puesto Meter 253,32 km2 ————————-
28
– Petrobras Energía S.A., en carácter de adjudicatario, informa con fecha 07/04/04,
un pago global de $292.450,68, sin poder determinarse la correspondencia de los períodos
abonados e intereses calculados, con relación a las siguientes Áreas:
Áreas Superficie LE
Cañadon Deuss 87,16 km2
Dos Hermanos 88 km2
El Cerrito 41,40 km2
Estancia Librum 92,41 km2
La Paz 243,25 km2
– No surgen datos acerca del pago de canon por el período 2001, respecto de las
siguientes áreas:
Áreas Superficie LE Superficie R
An Aike 178,02 Km2 ————————-
Barda Las Vegas (*) 291,2 km2 ————————-
Fracción A 34,61 km2 3.411,87 km2
Fracción B 111,34 km2 501,9 km2
María Inés (*) 148,41 km2 ————————-
María Inés Oeste (*) 99,93 km2 ————————-
(*) Con fecha 07/07/04, Petrobras Energía S.A., en carácter de adjudicataria, informó
dos pagos que totalizan $89.788,02 respecto de las áreas señaladas e involucrando a la vez las
áreas Bajada Fortaleza y La Porfiada, sin poder determinarse la correspondencia de los
períodos abonados e intereses calculados.
– Respecto de Tierra del Fuego, YPF S.A. en carácter de adjudicataria de las
Fracciones A, B, C, D y E expone en su DDJJ como superficie total de lotes de explotación
(LE) 320,25 Km2 y como superficie remanente (SR) 1.201,85 km2. Ambos datos no
coinciden con los proporcionados por la SE que informó respectivamente 390,05 km2 y
1.132,05 km2.
29
– A su vez, YPF S.A. informa dos pagos globales realizados con fechas 05/01/01 y
16/12/02 por un monto de $7.424.100,72 y $8.017.806,68, respectivamente, sin poder
determinarse la correspondencia de los períodos abonados, tipo de canon abonado, e intereses
calculados.
– Con relación al área Lago Fuego (comprendida dentro de Tierra del Fuego), esa
empresa informa que realizó con fecha 31/01/01 un pago de $ 77.941,80 imputados a
«Superficie remanente: Diferencias de superficie período 1998-2000» y «Lotes de
Explotación: Noviembre 1992-Diciembre 2000». No consta el pago de intereses.
5. Comunicación del Informe a la Secretaría de Energía
El Proyecto de Informe de Auditoría fue remitido mediante Nota N° 89/2005 –
CSCERyP el 27 de junio de 2005, a la Secretaría de Energía, para que realice las
consideraciones que estime pertinente respecto del citado Proyecto. Mediante Nota SE Nº
1181/05 del 4 de setiembre de 2005 esa Secretaría remitió el correspondiente descargo.
6. Recomendaciones
6.1. La Secretaría de Energía deberá crear, administrar, mantener, operar y gestionar una base
de datos integral que refleje el estado de cada una de las adjudicaciones respecto a los
aspectos técnicos y contables. Ello a fin de observar mecanismos de transparencia que
garanticen el control que le es atribuido por el marco regulatorio y ejercer las políticas
definidas para el sector, máxime cuando se está frente a adjudicaciones de importante
envergadura económica (Cde. Obs. 4.1., 4.2., 4.3., 4.4., 4.5. y 4.6.).
6.2. En el marco de la facultad establecida por el artículo 102 de la Ley Nº 17.319,
corresponde que la Secretaría de Energía impulse las actuaciones iniciadas con relación a la
actualización del valor del canon (Expte. CUDAP N° S01:0186904/03), teniendo en cuenta la
evolución del precio del crudo en el mercado interno. (Cde. Obs. 4.1.).
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6.3. La Secretaría de Energía deberá realizar todas las consultas necesarias a los organismos
especializados del Estado a los fines reestablecer claramente la tasa de interés y la forma de
capitalización a aplicar en casos de mora. Producido esto, actuará en consecuencia. Deberá
asimismo calcular los intereses por mora incluyendo aquellos devengados en el mes de
efectivo pago y producir todas las rectificaciones necesarias y pertinentes (Cde. Obs. 4.2)”
6.4. La Secretaría de Energía al percibir pagos parciales deberá imputarlos primero a los
intereses y luego al capital a fin de no generar una menor recaudación para el Estado. (Cde
Obs. 4.3.).
6.5. La Secretaría de Energía deberá implementar y mantener actualizado un sistema catastral
de las áreas adjudicadas, cuya administración le permita contar con información fidedigna
sobre la mensura y deslinde de cada una de ellas y emitir en forma oportuna los actos
administrativos que reconozcan las alteraciones en la superficie. (Cde. Obs. 4.4.)
6.5.1. Analizar la viabilidad de coordinar acciones con instituciones especializadas en la
materia o mediante la contratación de trabajo aéreo o capacidad satelital, para realizar las
tareas de relevamiento de las áreas adjudicadas, a fin de programar e implementar las tareas
de inspección propias en el marco de su competencia, teniendo en cuenta que por el carácter
de tributo que la Ley N° 17.319 le asigna al canon, exige y determina una rigurosa
fiscalización (Cde. Obs. 4.4.).
6.5.2. Evaluar la conveniencia de instrumentar el Proyecto de Manual de Procedimientos para
la Determinación, Control de Pago y reclamos y sanciones por no pago del Canon de
Hidrocarburos (Cde. Obs. 4.4.)”.
6.6. La Secretaría de Energía deberá reglamentar una metodología para que la exposición de
la información en las DDJJ sea uniforme y tenga los atributos de claridad, consistencia,
integridad y con carácter unívoco permita informar la cuenta de cada área adjudicada según su
clasificación, variaciones en la superficie y canon a abonar. (Cde. Obs. 4.5.).
6.7. La Secretaría de Energía deberá ejercer su potestad sancionatoria conforme a los alcances
del marco regulatorio y proceder a la ejecución de una auditoría integral para determinar con
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carácter oportuno el estado de situación actual del canon e intereses adeudados (Cde. Obs.
4.6.).
7. Conclusiones
En el marco de la Ley N° 17.319, competía al Poder Ejecutivo otorgar los permisos de
exploración y concesiones de explotación, facultad que a partir del Decreto N° 546/03 fue
otorgada a los estados provinciales, sin perjuicio de destacar, que las áreas o yacimientos
adjudicados con anterioridad al decreto, continuarán en jurisdicción nacional hasta el dictado
de la ley modificatoria de la Ley N° 17.319 (Art. 8°).
En este marco, la Secretaría de Energía y los organismos competentes de las
respectivas jurisdicciones provinciales, ejercen el carácter de Autoridad de Aplicación de la
Ley N° 17.319, sus normas reglamentarias y/o modificatorias, según el carácter nacional o
provincial de la adjudicación.
El régimen jurídico aplicable a las concesiones de explotación de hidrocarburos ha
sufrido sucesivas modificaciones por la transformación producida en la actividad desde el
proceso de desregulación encarado hasta la privatización definitiva de la empresa
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad Anónima -YPF S.A.- (Ex Sociedad del Estado –
Dto. N° 2778/90). A su vez, determinó una reestructuración y/o clasificación de las áreas
concesionadas en el marco de la Ley N° 17.319, de los Decretos N° 1055/89, N° 1589/89, N°
1216/90, N° 2411/91, N° 1930/91, N° 305/92 y disposiciones concordantes, y en el marco de
la Ley de Federalización de los Hidrocarburos N° 24.145.
Esas modificaciones quedaron plasmadas en el Decreto N° 820/98 y su Acta
Acuerdo aprobada por Resolución SE N° 588/98.
En base a la normativa aplicable a esta actividad y del trabajo de auditoría realizado se
puede concluir que, la Secretaría de Energía desde el año 1991 a la fecha no ha actualizado el
valor del canon que establece la Ley de Hidrocarburos, sobre la base de las variaciones que
registra el precio del petróleo crudo nacional en el mercado interno, no ejerciendo la facultad
32
conferida por el artículo 102 de la Ley N° 17.319. Al no haberse actualizado el valor del
canon, el Estado Nacional dejó de percibir un 71% en concepto de canon.
Asimismo esta AGN ha interpretado que los intereses por la mora en el ingreso por el
canon han sido calculados en forma incorrecta, debiendo ser capitalizados de acuerdo con el
criterio que utiliza el Banco de la Nación Argentina según se entiende dispone el Decreto Nº
3036/68.Además, se ha verificado que esa Secretaría condona los intereses devengados
durante el mes del efectivo pago. Esto provoca una menor recaudación.
Durante el período auditado, de las 61 áreas adjudicadas comprendidas en la muestra,
se verificó que en el año 2001, 2002 y 2003, pagaron fuera de término 60, 54 y 51 áreas
respectivamente, representando un 98,36% en el año 2001, un 88,52 % en el año 2002 y un
86,61 % en el año 2003.
A su vez, surgió que 35 áreas no figuran en el soporte magnético remitido por la SE,
aunque existen DDJJ y pagos remitidos por esa Secretaría en fotocopia certificada.
En materia de deslinde y mensura, la Secretaría de Energía no realiza un control
eficiente, debilitando significativamente el poder de policía que le compete en la recaudación
del canon. Constituye este tema un claro indicio de la falta de ordenamiento sistemático en la
emisión de los Actos Administrativos que el Marco Regulatorio exige.
Respecto a las DDJJ, la SE no ha emitido un formulario normalizado, y tratándose
las mismas de una autoliquidación de los importes a ingresar en concepto de canon e intereses
por mora, la SE no ejerce controles sobre las adjudicatarias al no validar la información
aportada por aquellas.
A su vez la SE no aplica su potestad sancionatoria conforme los alcances del régimen
regulado. Resultan casos extremos las Áreas Río Cullen, Las Violetas y Angostura, que
declaran y pagan el canon e intereses desde el otorgamiento del área y luego de 11
anualidades en el primer caso, de 12 y 10 anualidades en los otros dos casos citados. Ante
33
este importante incumplimiento, la SE demuestra una ausencia de control al no intimar y
disponer la caducidad que dispone la Ley.
Finalmente se concluye que la SE no posee una base de datos integral y actualizada,
para administra y operar el estado de cada una de las adjudicaciones respecto de sus aspecto
técnicos y contables, a fin de observar mecanismos de transparencia que garanticen el control
que le es atribuido por el Marco Regulatorio.
8. Lugar y fecha de emisión del Informe:
Buenos Aires, 24 de noviembre de 2005
9. Firma:
ANEXO I
1. Determinación de la muestra: Conforme al universo de las áreas adjudicadas vigentes al
año 2003 (proporcionado por la SE mediante Nota SSC N° 707/04), sobre un total de 225
áreas, se seleccionaron 61 que representan el 27,11 % del total.
2. Criterio de selección de la muestra: Teniendo en cuenta la reestructuración de las áreas
determinada por el Decreto N° 820/98 y su Acta Acuerdo aprobada por Resolución SE N°
588/98 y el detalle de adjudicaciones que con el nombre de “Nuevas Concesiones de
Explotación” corresponden a la Cuenca Austral, la muestra aleatoriamente seleccionada
resulta representativa de cada una de las tipologías conforme al siguiente detalle:
– Áreas Secundarias
Nombre del Área Decreto de
Adjudicación
1. Campo Bremen N° 638/91
2. Laguna de los Capones N° 639/91
3. La Terraza N° 638/91
4. Moy Aike N° 638/91
5. Del Mosquito N° 643/91
6. San Cristobal N° 1583/91
7. Océano N° 1583/91
8. Faro Vírgenes N° 1654/91
9. Río Cullen N° 1581/91
10. Las Violetas N° 1580/91
11. Angostura N°1579/91
12. Chorrillos N° 640/91
13. Los Chorrillos N° 641/91
14. Palermo Aike N° 1582/91
– Áreas Reconvertidas
Nombre del Área Decreto de
Adjudicación
15. 25 de Mayo – Medanito N° 2164/91
16. Catriel Oeste N° 2161/91
17. Medianera N° 99/91
18. El Cordon N° 2162/91
– Áreas de YPF SA
Nombre del Área Norma de Adjudicación
19. La Brea N° 1277/92
20. Los Monos Ley N° 24.145
21. Lobo Ley N° 24.145
– Áreas de Asociación
Nombre del Área Norma de Adjudicación
22. Aguarague Ley N° 24.145
23. Palmar Largo Ley N° 24.145
Cuenca Austral
Santa Cruz 1
24. Bajada Fortaleza
25. Campo Boleadoras
26. Campo Indio
27. Cañadon Deuss
28. Dos Hermanos
29. El Cerrito
30. Estancia Librun
31. Fracción A
32. Fracción B
33. Fracción C
34. Fracción D
35. La Menor
36. La Paz
37. La Porfiada
38. Laguna de Oro
39. Puesto Peter
Dto. N° 1930/91
Res. MeyOySP N° 1155/91
D.A. N° 580/98
D.A. N° 105/97
D.A. N° 57/96
D.A. N° 214/01
D.A. N° 62/00
D.A. N° 194/01
D.A. N° 28/91
Dto. N° 1930/91
Dto. N° 1930/91
Dto. N° 1930/91
Dto. N° 1930/91
D.A. N° 27/00
D.A. N° 307/98
D.A. N° 531/98
D.A. N° 87/96
D.A. N° 271/98
Cuenca Austral
Santa Cruz 2
40. An Aike
41. Barda Las Vegas
42. Fracción A
43. Fracción B
44. María Inés
45. María Inés Oeste
Dto. N° 1930/91
Res. MeyOySP N° 1155/91
D.A. N° 208/99
D.A. N° 174/99
Dto. N° 1930/91
Dto. N° 1930/91
D.A. N° 145/96
D.A. N° 165/99
Cuenca Austral:
Tierra del Fuego
46. Fracción A
47. Fracción B
48. Fracción C
49. Fracción D
50. Fracción E
Dto. N° 1930/91
Res. MeyOySP N° 1155/91
Dto. N° 1930/91
Dto. N° 1930/91
Dto. N° 1930/91
Dto. N° 1930/91
Dto. N° 1930/91
51. Estancia La Escondida Dto. N° 91/98
– Áreas Centrales
Nombre del Área Norma de Adjudicación
52. El Huemul Ley N° 24.145
53. El Tordillo Ley N° 24.145
54. Puesto Hernández Ley N° 24.145
55. Vizcacheras Ley N° 24.145
– Áreas Particulares
Nombre del Área Norma de Adjudicación
56. El Portón Ley N° 24.145
57. La Ventana Ley N° 24.145
58. Magallanes Ley N° 24.145
59. Lago Fuego Ley N° 24.145
60. Puesto Flores-Est. Vieja Ley N° 24.145
61. Río Neuquén Ley N° 24.145
3. Tareas de auditoría:
3.1. Relevamiento del marco jurídico aplicable.
3.2. Relevamiento de la normativa por la que se adjudicaron las áreas comprendidas en la
muestra.
3.3. Sistematización de las áreas originalmente adjudicadas y su reestructuración en el marco
de la Ley Nº 24.145; Decreto Nº 820/98 y su Acta Acuerdo aprobada por Resolución SE
Nº 588/98.
3.4. Relevamiento de los Memorandos Internos proporcionados como documentación por la
SE por los que se ratifican las variaciones de superficie de las áreas seleccionadas en la
muestra, a fin de verificar la cantidad de km2 convalidados por esa Secretaría según se
trate de áreas de exploración, lotes de explotación o superficies remanentes para cada
año. En los comentarios de la observación 4.4. se elaboró un cuadro en el que se detalla la
documentación remitida sobre el particular por la SE y su correspondencia respecto de las
61 Áreas auditadas.
3.5. Compulsa entre las declaraciones juradas, los recibos de pago, Memos Internos y el
soporte magnético (Microsoft Excel) donde se llevan las cuentas del pago de canon,
documentación que fuera proporcionada por la SE.
3.6. Determinación al 31/12/03 de los saldos de las áreas seleccionadas en la muestra de
acuerdo al interés que aplica el Banco de la Nación Argentina para las operaciones de
descuento (conforme a la información proporcionada por esa Institución). A través de 13
casos, se expuso los saldos calculados por la SE. y las diferencias en la recaudación de
haberse aplicado la tasa y metodología informada por el Banco de la Nación Argentina.
3.7. Compulsa de los pagos de canon efectuados por cada área y período, con el objeto de
determinar los saldos impagos devengados