Detalles del proyecto de hidrocarburos que Alberto Fernández enviará al Congreso

Vaca Muerta

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Tras meses de discusión entre despachos oficiales y lobby de las empresas, el Gobierno ultima los aspectos legales para el envío al Congreso del proyecto de ley de promoción de hidrocarburos y, más específicamente, Vaca Muerta, meca del gas y el petróleo no convencionales. Vilma Ibarra, secretaría de Legal y Técnica, todavía no dio el visto bueno, pero “será pronto”, afirmó una voz de Casa Rosada.

La elaboración del proyecto supone un hito para un Ejecutivo que necesita horizontes económicos, e involucra intereses por miles de millones de dólares para empresas como YPF, Pan American Energy (Bulgheroni, British Petroleum y la china CNOOC), CGC (Eurnekián), Tecpetrol (Techint), Vista Oil and Gas (Galuccio) y Pluspetrol (Poli), entre otras. Gigantes internacionales que ya trabajan en Argentina, como Total Austral, Shell, Wintershall y Chevron, miran con atención la potencialidad de escalar la producción de gas, que está llamado a ocupar un lugar clave en la denominada “transición energética”, además del denostado, pero todavía muy vigente, petróleo.

En el marco de múltiples desafíos de corto y largo plazo, el objetivo de la iniciativa es revertir el déficit energético, primero, vía el ahorro de importaciones de gas y otros combustibles durante los meses de invierno, y en una segunda fase, mediante un aumento sustancial de exportaciones del recurso que yace bajo el suelo de la cuenca neuquina. Si todo funciona —con el cúmulo de dudas que dispara semejante hipótesis en Argentina—, la economía local podría dar batalla a la falta de dólares que, cíclicamente, marca un límite a su desarrollo.

Circuito de firmas

Fuentes del Gobierno y de la industria se ocupan de resaltar el recorrido del texto. La Secretaría de Energía, una vez que superó el desgobierno lacerante de 2020, coordinó la redacción; YPF revisó punto por punto e introdujo cláusulas ad hoc, y el Ministerio de Economía dio luz verde para el envío del proyecto a la Secretaría de Legal y Técnica. Este circuito no es poco para un Gobierno y un área en particular que no se caracterizaron por su andamiaje acompasado, entre múltiples pulseadas intrasecretaría de Energía, Darío Martínez, La Cámpora, el management de YPF y Martín Guzmán.

El texto que llegará a Alberto Fernández estipula estabilidad fiscal y de derechos de exportaciones por los próximos 20 años, de acuerdo a un anticipo de los ejes del texto publicado por la agencia estadounidense REDD Intelligence. El tercer pilar es el libre uso de una parte de los dólares producto de la exportación, es decir, se levanta parcialmente la restricción que supone tener que liquidarlos a la cotización oficial (hoy, $98), aspecto crucial a la hora de atraer inversores.

Los valores allí definidos para los impuestos y las metas exigibles actuarán como techo, no como piso, y un cuerpo conformado por los ministerios de Economía, Desarrollo Productivo e Interior, y la Secretaría de Energía, con la coordinación de esta última, será el encargado de aplicar la norma y establecer excepciones.

Una versión del borrador del proyecto fue difundida hace dos meses por el sitio especializado Econojournal, y ello aceleró la presión de las empresas. Pan American Energy, la segunda productora de petróleo de la Argentina (con 19% de market share, detrás de YPF, 47%), clamó unfair play porque entendió que los cupos de exportación beneficiarían a los productores de Vaca Muerta en detrimento de los “convencionales”. Según esgrimió, los pozos convencionales tienen una declinación estándar que obliga a una alta inversión no para producir más, sino para atemperar la caída. En cambio, en shale oil and gas, la inversión rápidamente escala la producción, como prueba este año Vaca Muerta, que viene quebrando récords. Dado que el proyecto disponía que los cupos de exportación se repartirían en función de la producción incremental (adicional sobre la base actual), la petrolera de Bulgheroni, que basa 92% de su producción en el convencional Golfo de San Jorge, pidió, con éxito, junto a la provincia de Chubut, revisar el texto y contemplar la inversión para evitar la declinación de los pozos, informó REDD Intelligence. También tuvo éxito en eliminar un artículo que estipulaba que los créditos de exportación podrían ser comercializables.

Otra pulseada

El esquema actual supone que cada empresa que quiera exportar petróleo debe, primero, aguardar que alguna refinería “cruce” su venta. Si no ocurre, el productor puede hacer el embarque al exterior. La compra regulada al precio nacional es de US$ 55 por barril, unos US$ 15 menos que el promedio del Brent de los últimos meses. De ahí que las firmas prefieran exportar antes que venderlo a las refinerías de YPF, PAE (Axion), Trafigura (Puma) o Raizen (Shell), aunque en 2020 era a la inversa. Fuentes del mercado reconocen que el mecanismo de “cruzar” exportaciones es oscuro y no explica por qué algunas productoras venden al exterior gran parte de su producción. Al establecer cuotas en función de la producción incremental, la letra a la firma de Alberto Fernández aspira a establecer reglas más previsibles.

Un nuevo capítulo de la pelea sobre la ley surgió en las últimas semanas. YPF —cuyo presidente, Pablo González, supervisó el proyecto— se verá beneficiada por un artículo que exime del pago del impuesto a los combustibles líquidos y al dióxido de carbono a las empresas que hubieran tenido pérdidas en 2019 y 2020. La norma está redactada de tal forma (montos de inversión ya concretados en 2019 y 2020 por al menos US$ 1.000 millones cada año, tipo y variedad de la actividad), que sólo aplica a la petrolera de mayoría estatal. Los refinadores se quejaron de que ese incentivo, que permitirá a YPF ahorrar US$ 1.000 millones durante tres años, servirá para pisar el precio de los combustibles en las estaciones de servicio locales. Como la firma de bandera ahorraría en impuestos, no necesitará aumentar las naftas, razonan sus competidores. En el Gobierno restan crédito a esa hipótesis, sostienen que quienes llevan la voz cantante son algunas de las empresas que más se beneficiarán con la nueva ley, remarcan que PAE ya exporta un tercio de su producción, y recuerdan que cada firma tiene libertad para establecer el precio de las naftas libremente. La realidad es que el precio para las naftas que fija YPF actúa como testigo para todas las estaciones de servicio.

YPF —cuyo presidente, Pablo González, supervisó el proyecto— se verá beneficiada por un artículo que exime el pago del impuesto a los combustibles a las empresas que hubieran tenido pérdidas en 2019 y 2020

El siguiente es el punteo del proyecto de ley informado por la agencia REDD en lo referido a cupos de exportación y acceso al mercado de cambios:

  • Las empresas podrán exportar hasta 20% de la producción incremental de petróleo, tomando como base el mejor volumen anual de producción en tres períodos prefijados entre enero de 2019 y abril de 2021.
  • Los exportadores accederán a un uso libre del 50% de las divisas que genere la venta adicional al exterior.
  • Si la producción total del país se incrementa en más del 20%, todas las productoras podrán exportar hasta 30% de su volumen incremental.
  • Si escala más del 30%, la cuota de exportación será 40%.
  • Si la producción global aumenta 50%, las firmas podrán exportar 50% de su nueva producción.
  • Si una empresa incrementa su producción 50%, tendrá 10 puntos porcentuales adicionales.
  • Por cada 10 puntos de cobertura de la demanda de crudo para consumo local, las empresas accederán a un punto más de cupo de ventas al exterior (en el caso de YPF, serán 5 puntos más, siempre sobre la producción incremental).
  • Las empresas de producción convencional que logren anular la declinación podrán acceder a 10 puntos adicionales en su cuota de exportación (beneficiará a PAE, YPF, Pluspetrol, Capex, CGC).
  • Los nuevos proyectos podrán acceder al mercado oficial de cambios por un máximo de 25% de la inversión por año. Es decir, si invierten US$ 100 millones, podrán comprar dólares al mercado oficial por US$ 25 millones durante cuatro años.

 

Carga impositiva y retenciones:

  • El derecho a la exportación fluctuará entre 0% cuando el Brent cotice a menos de US$ 40 por barril y 8%, cuando llegue a US$ 65.
  • El impuesto a las Ganancias será desgravado para la compraventa de ciertos activos de gas y petróleo, con el fin de fomentar los joint ventures para grandes proyectos.
  • Será devuelto el IVA para las inversiones en estudios sísmicos y exploración convencional (no shale) a partir de US$ 6 millones en tres años; refinación e industrialización en origen a partir de US$ 10 millones en tres años; almacenamiento y ampliación de puertos para la exportación a partir de US$ 30 millones en tres años; la producción, transporte, motorización de gas natural comprimido a partir de US$ 50 millones en tres años; explotación convencional a partir de US$ 100 millones; refinación e industrialización de hidrocarburos por US$ 300 millones en cuatro años.
  • En cuanto los proyectos no convencionales, los beneficios se aplicarán para inversiones en etapa piloto por US$ 1.000 millones en 5 años.
  • Aplicarán para la producción conjunta de gas y petróleo por hasta US$ 2.000 millones durante 5 años.
  • Los aranceles de importación serán reducidos en 40% para la compra de bienes de capital que no sean producidos en la Argentina, y alcanzará 80% para los proyectos offshore.
  • Los proyectos offshore tendrán devolución de IVA.
  • Grandes obras de transporte e industrialización para la producción incremental por US$ 1.200 millones en 5 años tendrán disminución de aranceles de importación de hasta 60%, y los beneficios también alcanzarán a instalaciones para transportar hidrocarburos hasta grandes proyectos industriales privados.

El aumento de la producción en Vaca Muerta debería ir de la mano de la construcción de ductos para transportar gas y eventuales puertos para transformación y embarcación en la forma de gas natural licuado. Esas instalaciones requieren inversiones de miles de millones de dólares, que motivan a su vez puntos de vista disímiles entre funcionarios y con la industria. Por lo pronto, la Secretaría de Energía quiere avanzar en un primer paso con la ampliación de un gasoducto centro-oeste desde la localidad de Tratayén, en Neuquén, a la cordobesa de Tío Pujio, pasando por Mendoza. El costo de la obra, que una parte del Gobierno aspira a hacerla en lo inmediato, es de US$ 840 millones. Guzmán, tutor del presupuesto 2022, está revisando números. 

Sebastián Lacunza, con la agencia REDD Intelligence

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