La resistencia que genera la iniciativa en el Golfo de San Jorge y algunos cambios de último momento que se están introduciendo en el texto para conseguir el aval de los principales jugadores de la industria llevaron a postergar el evento al menos una semana.
El gobierno tenía previsto realizar este jueves una primera presentación del proyecto de ley de hidrocarburos, pero la resistencia que genera la iniciativa en el Golfo de San Jorge y algunos cambios de último momento que se están introduciendo en el texto para conseguir el aval de los principales jugadores de la industria llevaron a postergar el evento al menos una semana. Inicialmente había trascendido que el anuncio sería en El Calafate, en Santa Cruz, con la presencia del presidente Alberto Fernández y su vice, Cristina Fernández de Kirchner, y después también se evaluó la posibilidad de hacerlo en Neuquén, pero la suspensión del acto llevó a demorar también la definición del lugar.
A diferencia de lo que ocurrió con el Plan Gas, donde la propuesta se fue conversando con la industria desde un inicio, en este caso el Ejecutivo privilegió el hermetismo. Los funcionarios fueron adelantándoles a empresarios y referentes provinciales cuales eran los objetivos, pero se negaban a hacer circular el texto. Esa estrategia se vio alterada cuando EconoJournal publicó en exclusiva la última versión del proyecto el pasado 29 de junio.
A partir de ese momento, muchos actores que habían pedido participar en la elaboración de la iniciativa se vieron sorprendidos por un proyecto que en algunos casos no contemplaba las inquietudes que habían acercado. Entonces la tensión comenzó a escalar.
El ejemplo más claro de esta situación es lo ocurrido en Chubut donde el propio gobernador Mariano Arcioni se puso al frente del reclamo para que la provincia sea tenida en cuenta en el armado del proyecto.
“Perjudica áreas convencionales, en especial en el Golfo San Jorge; y el cambio al régimen de permisos de exportación perjudica y desincentiva a las empresas que exportan actualmente producción de áreas convencionales que vienen invirtiendo hace muchos años para sostener la actividad”, aseguró el gobernador el viernes pasado a través de un documento que contó con el respaldo de funcionarios de todo el arco político provincial y de los principales referentes sindicales.
GSJ. Motor que AIB
El máximo dirigente del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut, Jorge “Loma” Ávila, fue menos diplomático que Arcioni. “Vamos a intervenir directamente para que la ley de hidrocarburos, en las condiciones en que está hoy, no sea aprobada”, aseguró. La crítica principal que emana del Golfo San Jorge es que la ley incentiva fundamentalmente la producción no convencional de Vaca Muerta.
Incentivos para exportar
La demora en la presentación de la iniciativa también obedece a algunos cambios que se están introduciendo en el texto. Una de las modificaciones que está en estudio está en línea con el planteo de grandes productores como YPF y PAE y está destinada a otorgar un mayor incentivo a las compañías ya consolidadas en el mercado para revertir la declinación natural de sus campos.
La versión del proyecto difundido por este medio garantizaba a las petroleras la posibilidad de exportar el 20% de su producción incremental y ese porcentaje podía crecer al 50% si la producción adicional agregada del conjunto de los operadores superaba el 50%. No obstante, este régimen de incentivo prácticamente no beneficia a YPF y PAE, las dos principales productoras de crudo del país.
Las petroleras que vienen produciendo grandes cantidades de crudo tienen que invertir todos los años una suma significativa de recursos solo para evitar la declinación de esa producción. Por lo tanto, no les es tan sencillo alcanzar una producción incremental. El proyecto contempla esta situación y en su artículo 13 prevé que las autorizaciones de exportación garantizadas (AEG) se incrementarán en hasta 10 puntos porcentuales de la producción incremental para aquellas productoras que el año anterior hayan podido contrarrestar la declinación técnica ajustada de su producción proveniente de cuencas con explotación convencional.
Ese cálculo no es tan sencillo. Por lo tanto, en el mismo artículo se aclara que “la magnitud específica de este factor de expansión de las AEG se establecerá en la reglamentación de la presente ley, debiendo definirse para cada beneficiario en forma proporcional al porcentaje de reversión del declino técnico ajustado de su producción de petróleo crudo convencional”.
No obstante, la base para el cálculo no se actualiza por declino. Es decir, no baja con respecto a la del año anterior. El gobierno tomó esa decisión porque si la base se actualizara, con el paso del tiempo muchas empresas podrían obtener un cupo creciente de exportaciones liberadas solo por el hecho de cubrir la declinación. Pero en ese caso la producción no estaría creciendo y el abastecimiento interno comenzaría a estar en riesgo porque habría menos crudo disponible para el mercado interno.
«El costo de no actualizar la base de cálculo para calcular exportaciones y autorizar la liquidación de divisas en el exterior (dos de las principales palancas del proyectos) es que YPF termine operando en la práctica como un buffer (amortiguador) de las exportaciones de crudo que sí concreten otras petroleras que tienen un punto de arranque menor«, explicó a EconoJournal la semana pasada un consultor en Oil&Gas. A raíz de esa situación, ahora se está trabajando en una nueva versión que otorgue un mayor incentivo a YPF.
No a la transferencia de los permisos de exportación
Otra de las partes de la ley que se revisó es el artículo 17 que preveía la transferencia del Volumen Exportable Beneficiado. Ese artículo autorizaba a las petroleras que tuviesen una producción incremental de crudo y hubieran conseguido la autorización para exportar una parte de ese incremento, a cederle ese beneficio a otra empresa.
El objetivo era darle mayor dinamismo al nuevo régimen de exportación de crudo, pues al autorizar esa transferencia podría haber una empresa que consolidara los derechos exportables de varias firmas y entonces sí le fuera más conveniente avanzar con la exportación.
El problema en este caso es que esa transferencia iba a terminar habilitando una mayor competencia entre el crudo Medanito y la producción del Golfo San Jorge (donde PAE es el principal productor), algo que cuestionaron desde la gobernación de Chubut, por lo que el gobierno habría decidido no avanzar en esa dirección. La expectativa oficial es que este cambio ayude a descomprimir las tensiones con los actores políticos y empresariales de la cuenca
– ECONOJOURNAL