Los 10 principales artículos del proyecto de Ley

Hasta poco antes de la presentación, eran pocas las empresas petroleras que habían podido acceder al documento, de hecho, en algunas compañías hicieron saber su incomodidad por tener que participar de un acto de respaldo a una Ley que aún no conocían.

En lo concreto, el proyecto que preparó el gobierno define dos palancas centrales para estimular la inversión en el sector hidrocarburífero. La primera se materializa con la creación un nuevo régimen de promoción de exportaciones de petróleo y gas, al asegurarles a las petroleras que podrán exportar en firme (en teoría, sin la necesidad de que el Ejecutivo valide cada operación) un porcentaje de su producción incremental de hidrocarburos (un 20%). La segunda está dada por la libertad para liquidar divisas generadas por una parte (un 50%) de las exportaciones garantizadas por el proyecto. El consenso mayoritario entre los directivos consultados por este medio es que ambas herramientas de promoción no lucen demasiado atractivas. “Sólo se permite exportar un 20% de la producción incremental de hidrocarburos y de ese número, sólo se puede liquidar en el mercado único de cambios la mitad. Es decir, un 10% neto de la producción nueva. No es significativo”, analizó el presidente de una petrolera con actividad en Vaca Muerta.

Ambicioso

Sin embargo, el proyecto de Ley es mucho más ambicioso. Incluye, en total, 115 artículos. Instaura un programa principal denominado “Régimen de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas” y bajo ese paraguas crea ocho sub-programas de naturaleza variopinta. En esa lista figuran:

• “Régimen General de Promoción de Actividades de Exploración y Producción de Petróleo” (RGPP);
• “Régimen General de Promoción de Actividades de Exploración y Producción de Gas Natural” (RGPGN);
• “Régimen de Promoción de la Extracción de Petróleo en Pozos de Baja Productividad” (RPPBP);
• “Régimen Especial de Promoción para Proyectos de Exploración, Producción, Industrialización, Almacenaje y/o Transporte de Hidrocarburos y Derivados” (REPPH);
• “Programa de Apoyo a la Sustentabilidad Energética” (PASE); el “Programa de Apoyo al Empleo Hidrocarburífero con Perspectiva de Género” (PAEHPG);
• “Régimen Especial de Cancelación para Grandes Inversores Hidrocarburíferos” (RECH);
• y un “Régimen de Promoción del Empleo, el Trabajo y del Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales de Servicios y de Producción Nacional y Provisión de Bienes para la Industria Hidrocarburífera” (RPEPNIH).

Artículos

La redacción del proyecto de Ley se lleva más de 40 páginas y atraviesa múltiples aspectos regulatorios de la actividad: exportación de crudo, acceso a divisas, desarrollo de gas, participación de proveedores locales, incentivos para grandes proyectos de infraestructura, perspectiva de género y normas ligadas a la estabilidad fiscal. Hacer un recorte no es sencillo. Pero entre los principales artículos figuran los siguientes:

1. El artículo 8 define que la Línea Base para calcular cuánto crudo podrá exportar cada petrolera en función de su producción total del hidrocarburo se calculará sobre “el máximo entre el volumen de 2019, el de 2020 y el volumen de los doce (12) meses transcurridos entre mayo de 2020 y abril de 2021 inclusive, según defina la Autoridad de Aplicación”. Curiosamente, tal como quedó redactada, la norma no parece premiar a las empresas que hicieron un esfuerzo para invertir e incrementar su producción de hidrocarburos durante la pandemia. Al autorizarlas a exportar sólo una parte de la nueva oferta que incorporen al mercado por sobre la línea base que defina la Secretaría, el margen para poder acceder al mercado de exportación se reduce.
   “Al tomar como base a la producción delos últimos 12 meses hasta abril de 2021 se castiga a las empresas que invirtieron desde la segunda mitad de 2020, en plena pandemia, para incrementar su producción, por la Ley dice que sólo podrán exportar un porcentaje de lo que produzcan por sobre ese nivel”, explicó el gerente comercial de una productora. Compañías como Shell, Petronas, Equinor y Vista estarán parcialmente afectadas por ese artículo.
2. En el mismo artículo se establece que “para el cálculo de la Línea Base de aquellos beneficiarios productores de crudo con densidad American Petroleum Institute (API) inferior a 30 grados y que integren en sus complejos de refinación más del 60% de dicha producción de crudo, se aplicará un factor de reducción del 15% a todo el volumen de petróleo crudo que cumpla con tales especificaciones técnicas, en los términos que defina la Autoridad de Aplicación”. La incorporación de estas líneas, que no estaba incluida en la versión anterior, busca contemplar la realidad de productores de crudo Escalante de yacimientos convencionales de la cuenca del Golfo San Jorge, cuyos campos declinan entre un 10% y hasta un 20% por año de forma natural. Fue uno de los planteos que realizaron referentes políticos de la región como el líder del sindicato de petroleros privados, Jorge ‘Loma’ Ávila, el intendente de Comodoro Rivadavia, Juan Pablo Luque, y el propio gobernador de Chubut, Mariano Arcioni.
3. El artículo 15 concluye que “para obtener la habilitación del Volúmen de Exportación Beneficiado (VEB), los productores deberán demostrar que se les ha otorgado a los potenciales agentes del mercado interno que pudieran estar interesados, la posibilidad de adquirir el porcentaje de su producción no alcanzada por el VEB, en condiciones comerciales que hagan accesible la oferta para el abastecimiento interno”. La incorporación de este requisito es llamativa, porque su redacción no es clara. ¿Cómo definirá el regulador cuáles son esas ‘condiciones comerciales que hagan accesible’ la disponibilidad de crudo para el mercado doméstico? La discusión del precio interno del petróleo es permanente entre productores no integrados (sin refinación propia) y las refinadoras. Sin ir más lejos, el barril se comercializa en el mercado local entre los 48 y los 54 dólares cuando el precio de paridad exportación supera cómodamente los 60 dólares. “Si la idea era asegurar el acceso al mercado de exportación, este requisito no hace más que confundir porque abre la posibilidad a que exista discrecionalidad por parte del regulador para frenar una exportación garantizada y forzar una baja de precios en el mercado doméstico”, analizó el titular de Legales de una petrolera.
4. El proyecto crea un el “Consejo de Inversiones Hidrocarburíferas” que estará integrado por la Secretaría de Política Económica del Ministerio de Economía, el Ministerio de Desarrollo Productivo, el de Interior y la Secretaría de Energía. El nuevo organismo estará a cargo de gestionar el Régimen especial de promoción para proyectos de exploración, producción, industrialización, almacenaje y/o transporte de hidrocarburos y derivados (REPPH).
5. La norma define como “Proyecto de inversión” dentro de este régimen a las iniciativas que contemplen un determinado desembolso en función del destino de la inversión. Por ejemplo, podrán acceder a los incentivos contemplados en el programa las empresas que inviertan a) US$ 6 millones en proyectos de exploración y sísmica para explotación convencional en un plazo máximo de 3 años; b) US$ 10 millones en proyectos de refinación e industrialización de hidrocarburos en la cuenca de origen, en un plazo máximo de 3 años; c) US$ 30 millones en obras de almacenaje subterráneo o en tierra de hidrocarburos, o de infraestructura portuaria para exportación, transporte, o mejoramiento o ampliación de la existente; d) US$  50 millones para medianas inversiones en tratamiento, licuefacción, comercialización, almacenaje móvil o estacionario, transporte, utilización y fabricación de equipos para proyectos de Gas Natural Licuado (GNL); e) US$ 100 millones para proyectos de explotación de petróleo crudo o gas natural de origen convencional, costa afuera o con recuperación secundaria y/o terciaria, en un plazo máximo de 4 años; f) US$ 300 millones para proyectos de industrialización, separación, fraccionamiento, tratamiento, almacenaje, transporte y/o refinación de hidrocarburos y derivados, en un plazo máximo de 5 años; g) US$ 300 millones anuales (en la versión anterior eran US$ 400 millones)para proyectos tanto para la producción de gas natural como de petróleo, en etapa de desarrollo masivo o precedentes al momento de otorgamiento del beneficio, a desarrollar en concesiones de explotación de origen no convencional, durante un período no menor a 5 años consecutivos, siempre y cuando en tales proyectos la inversión destinada a subproyectos en etapa de piloto o precedentes no sea inferior al 20% de la inversión total del proyecto; y h) US$ 200 millones anuales para Proyectos conjuntos de producción de petróleo y gas, con un cociente gas-petróleo (GOR) no inferior a 1000 y de hasta 13.000 inclusive. “Se le otorga a la Autoridad de Aplicación, con aprobación del Consejo, la facultad de reducir en hasta un 50% los montos mínimos de inversión para proyectos que prevean la industrialización del hidrocarburo en la cuenca de origen. También podrá hacer lo propio respecto de Proyectos de Inversión de carácter estratégico o presentados por empresas pequeñas o medianas del sector hidrocarburífero”, aclara el documento.
6. Finalmente, se decidió que el proyecto ingresará por el Senado, la cámara en el que el gobierno tiene quórum propio y mayoría, lo que podría facilitar su tratamiento. Habrá que ver cómo queda esa representación después de las elecciones legislativas de noviembre. Si se repiten los resultados de las PASO, el Frente de Todos podría perder hasta seis senadores y perder el quórum.
7. El artículo 61 contempla una serie de beneficios para las pequeñas petroleras que inviertan en el desarrollo de yacimientos convencionales o áreas marginales en etapa de declinación. Se las autoriza, en ese caso, a “reducir hasta un 75% los montos mínimos de inversión exigidos para los Proyectos especiales en el inciso e) del artículo 45”, que fija cómo piso una inversión de US$ 100 millones.
8. El artículo 62 crea el “Programa de apoyo a la sustentabilidad energética” (PASE) y aclara que “los proyectos que se presenten a efectos de ser evaluados para su aprobación dentro del REPPH previsto en esta ley deberán incluir un plan asociado a la sustentabilidad energética, entendido en términos de promoción de proyectos que impulsen la diversificación de la matriz energética argentina o promuevan una mayor eficiencia energética en el proceso productivo, incluyendo estrategias productivas que involucren la creciente incorporación de inversión en investigación y desarrollo tecnológico dentro de las firmas del sector”. En ese sentido, define que “los proyectos que cuenten con un plan de sustentabilidad energética podrán incrementar en hasta un 10% los beneficios que se hubiesen obtenido en el REPPH por aplicación de los artículos 49, 51 y 57”. En tanto que, a su vez, el artículo 64 crea un Fondo para la Sustentabilidad Energética (FSE), a constituirse con los recursos aportados por no menos del 5% de la recaudación federal adicional proveniente de los derechos de exportación aplicables al VEB del RGPP y de los derechos de exportación aplicables a las exportaciones generados por Proyectos del REPPH.
9. El artículo 67 propone crear un Fondo Hidrocarburífero para el Empleo con Perspectiva de Género (FHEPG), que estará solventado con los recursos aportados por no menos del 2% de la recaudación federal adicional proveniente de las retenciones a la exportación de hidrocarburos.
10. El artículo 74 instituye un Régimen de cancelación para inversores hidrocarburíferos (RECH), que autoriza a las empresas alcanzadas a solventar el pago de impuestos con un esquema diferencial. Tal como publicó este medio, es un apartado incluido a pedido de YPF, el mayor jugador de la industria. En concreto, la norma establece que “los sujetos pasivos de los Impuestos sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono establecidos en el Título III de la Ley N° 23.966, que hayan invertido en el bienio 2019-2020 más de US$ 1000 millones cada año, podrán acogerse al Régimen Especial de Cancelación previsto en el presente Título, exclusivamente en los casos en que sean empresas que refinen, produzcan, elaboren, fabriquen y/u obtengan combustibles líquidos y/u otros derivados de hidrocarburos”. En esa clave, el proyecto permite que  “por el término de 3 años contados desde la entrada en vigencia de esta ley, los sujetos mencionados en el artículo 74 podrán cancelar hasta un importe equivalente al 30% de sus obligaciones tributarias a vencer dentro del período citado, correspondientes a los Impuestos sobre los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono, y/o los que en el futuro los complementen o sustituyan, considerando como pago a cuenta un importe equivalente hasta la suma que resulte de multiplicar los quebrantos provenientes de todas sus actividades, acumuladas, no absorbidos, y que resulten compensables a la fecha de sanción de esta ley, determinados conforme lo dispuesto en el artículo 25 de la Ley de impuesto a las Ganancias, texto ordenado en 2019 y sus modificaciones”. En la práctica, el esquema permite que la petrolera que preside Pablo González pueda descontar una parte del pago de impuestos de las pérdidas registradas durante la pandemia.

Fuente: econojournal.com.ar