La gestión del presidente Alberto Fernández y directivos de YPF avanzan con el proyecto de una nueva Ley de Hidrocarburos. Según la iniciativa, se autorizaría a las petroleras a exportar hasta un 50% de la producción incremental de petróleo que sumen al mercado. También se las habilitará a liquidar fuera del país un porcentaje de las divisas generadas.

Si bien la versión de la iniciativa no es la última, 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, ‘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. Es que la producción de shale oil en Vaca Muerta es muy importante para 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, publicó el portal Econojournal.

La iniciativa busca garantizar que las empresas que inviertan en Vaca Muerta y otras cuencas petrolíferas del país puedan exportar una parte de la oferta que sumen al mercado.

Además, 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.

El proyecto que se discute en las últimas semanas en YPF modificará parcialmente esa premisa. 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”.

El proyecto de Ley 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”.

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”. (Fuente: Econojournal).