Ley de Hidrocarburos: en qué consiste el mecanismo diseñado por el gobierno

Funcionarios del área energética del gobierno y directivos de YPF, la petrolera controlada por el Estado, siguen sosteniendo que el gobierno ingresará en los próximos días el proyecto de Ley para incentivar las inversiones en la industria de petróleo y gas. Se accedió a una versión de esa iniciativa, que se discute de manera hermética puertas adentro del Eejectuvo. No es la última porque incluye algunos puntos que ya fueron dejados de lado por los funcionarios de Economía que lideran el proceso de discusión. Pero el texto permite conocer algunos de los instrumentos que apunta a crear el gobierno para estimular la producción de petróleo. También ofrece una idea concreta acerca de los beneficios cambiarios (acceso al mercado único de cambios y liquidación de divisas en el exterior) que está dispuesto a ofrecer el gobierno.

El título I del proyecto, que lleva el título de ‘Régimen de Promoción de la Industria de Hidrocarburos’, incluye un capítulo 2 destinado a definir un mecanismo para incentivar la producción de crudo. Para los productores, en especial para los radicados en la cuenca Neuquina, es un aspecto central. Como en algún momento lo definió un empresario petrolero, la producción de shale oil en Vaca Muerta es hoy el principal botón rojo con el que cuenta la Argentina. La posibilidad de incrementar la extracción de crudo desde campos no convencionales de Neuquén es viable en términos técnico-económicos. Y más con un Brent que la semana pasada superó los 70 dólares.

Lo complejo es cómo garantizar a las empresas que inviertan en Vaca Muerta y otras cuencas petrolíferas del país que podrán exportar una parte de la oferta que sumen al mercado. El artículo 6 de la Ley 17.319 (de Hidrocarburos) otorga discrecionalidad al Estado para cortar cualquier tipo de exportación de crudo en caso de que la demanda doméstica no esté abastecida, publicó EcoJournal.

El proyecto que se discute en las últimas semanas en la torre de YPF de Puerto Madero modificará parcialmente esa premisa. O en todo caso, fijará condiciones de borde para ordenar cómo pasará a funcionar el acceso al mercado de exportación de petróleo en caso de que el Congreso respalde la iniciativa.

¿Cómo funcionará el nuevo mecanismo?

El artículo 19° está dedicado a explicar el subtítulo “Producción incremental y Determinación de volúmenes exportables”. En esa dirección, el texto define “como Línea Base Ajustada a la producción base correspondiente al año 2019 de cada concesión de explotación que se ajusta en función a la tasa de declino conforme: (i) las prácticas estándar de la industria, (ii) el declino histórico en los últimos 24 meses de cada concesión, y (iii) sin tener en cuenta la inversión en proyectos nuevos destinados a desarrollar reservas”. Aún se discuten en el seno del gobierno detalles cuantitativos del procedimiento (qué año se tomará como referencia para definir la producción base y cuántos meses se utilizarán para definir la declinación de las concesiones), pero conceptualmente el esquema se mantendría.

“Los titulares de concesiones de explotación otorgadas previo a la entrada en vigencia de la presente ley —continúa el proyecto— tendrán derecho a la libre exportación del 50% del volumen incremental de producción de petróleo crudo respecto a la Línea Base Ajustada de cada concesión, debiendo ofrecer en el mercado interno el restante cincuenta por ciento (50%)”. De nuevo, la alícuota puede variar en la versión definitiva del proyecto, pero el texto al que accedió este medio fija esa banda.

“En el caso de concesiones de explotación con más de un titular, el volumen exportable de cada concesionario se calculará considerando su porcentaje de participación en la concesión aplicado al volumen incremental de producción de petróleo crudo respecto a la Línea Base Ajustada”, aclara el proyecto al que accedió EconoJournal. Y agrega: “En caso de que un productor decidiera no exportar todo el volumen autorizado a tal fin, podrá transferir los mencionados beneficios volumétricos a otros productores dentro de una misma cuenca, dentro del período que establezca la Autoridad de Aplicación”.

¿Qué pasará cuando la oferta no alcance para garantizar saldos exportables?

El proyecto de Ley trabaja sobre un principio: sostiene que las petroleras que aumenten su producción de petróleo podrán destinar parte de su oferta a los mercados de exportación y por consiguiente, comercializar su oferta en moneda dura. Por eso, como garantía, establece que, en caso de que la oferta total del sistema no alcance para cubrir los volúmenes exportables que les corresponde a las empresas que sí invirtieron para elevar su producción de crudo, los privados podrán acceder a certificados de crédito fiscal que “serán aplicables al pago de impuestos nacionales a cargo de la AFIP”.

El texto sostiene: “Los certificados de Crédito Fiscal se emitirán en dólares estadounidenses y serán convertidos a moneda de curso legal al tipo de cambio vendedor Banco de la Nación Argentina correspondiente a la fecha de utilización de dichos CCF al pago de impuestos nacionales”.

Fácil obtención de permisos

A fin de ordenar cómo funcionará el mercado de exportación —es decir, qué empresa tendrá derecho a vender fuera del país un porcentaje de su oferta y por qué cantidad—, la iniciativa establece que “la autoridad de aplicación (la Secretaría de Energía) calculará anualmente el volumen de crudo excedente por cuenca, que se define como la diferencia entre la producción total de la cuenca y los requerimientos del parque refinador local (Volumen Excedente Cuenca)”. “En estos casos, el volumen para completar el abastecimiento local se deberá distribuir por prorrata respecto a la producción incremental de cada productor”, precisa el documento.

El proyecto incorpora un punto importante para los productores no integrados, como Vista, Chevron, Pluspetrol, Capsa y Tecpetrol, entre otros. Ese grupo de compañías cuestiona el funcionamiento de la resolución 241/17 de la Secretaría de Energía, que fijó la metodología para obtener los permisos de exportación de crudo. A entender de ese grupo de empresa, el sistema otorga amplia capacidad de bloqueo a las refinadoras para frenar las ventas al exterior de crudo. Eso eleva su poder de negociación para fijar un precio interno del petróleo.

Para saldar esa cuestión, el proyecto de Ley indica, en el artículo 22, que “la exportación del volumen exportable no estará sujeta a restricciones de ningún tipo, ni sometida a procedimientos administrativos que impliquen directa o indirectamente una dificultad, demora o menoscabo a la inmediata y libre disponibilidad otorgada, incluyendo, sin limitación, la realización de publicaciones bajo los términos de la Resolución N°241 E-2017”.

El artículo siguiente añade que “las empresas productoras tendrán derecho a la libre disponibilidad por el 50% de las divisas derivadas de las exportaciones de volúmenes exportables”. Es un aspecto central para los privados.

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