En su discurso inaugural del año legislativo, Alberto Fernández prometió que, durante 2021, enviaría al Congreso una nueva ley de hidrocarburos. Esta semana, El Cronista publicó que la iniciativa ingresa en su recta final y que el Gobierno trabaja para presentarlo cuanto antes, con la idea de que la nueva norma esté sancionada en agosto. El timing no es casual. Septiembre es el mes en el que las petroleras empezarán a cerrar sus presupuestos para el año próximo. El proyecto, en cuya elaboración participan técnicos de YPF, es presentado a las operadoras en estos días.

No es la primera vez que se habla de una nueva ley de hidrocarburos. Sobre todo, desde que Vaca Muerta empezó a ser, a pasos acelerados, la realidad que prometió. La idea fue, con una norma actualizada, dar un marco jurídico que garantizara las condiciones básicas para inversiones que debían ejecutarse, prácticamente, de cero. Además, con altos costos por la naturaleza técnica y financiera de la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales. Con el condimento de la Argentina, tierra prolífica en crisis económicas, volatilidad cambiaria, historial crediticio y el círculo vicioso que activan todos los efectos conocidos -retenciones, expropaciones y controles de precios, de capitales y de comercio exterior- de las herramientas con las que sus gobiernos pretenden solucionar sus crónicos problemas.

"Todavía no lo he visto", se quejaba días atrás, durante un call, Omar Gutiérrez, gobernador de Neuquén, provincia que tiene la llave de Vaca Muerta. Ni bien lo dijo, le llovieron a su celular varias copias de los distintos borradores que, durante meses, circularon entre ejecutivos del sector.

A fines de junio, el portal especializado EconoJournal difundió el prospecto que trabaja la Secretaría de Energía que conduce el neuquino Darío Martínez. Está basado en la disponibilidad de acceso a las divisas y, también, la posibilidad de exportar una parte de la producción incremental.

El eventual Régimen de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas (RPIH), cuya duración se propone en 20 años, también incluye aspectos como el impulso a la recuperación secundaria y terciaria de los yacimientos convencionales, algo en los que algunos operadores -por caso, YPF- tienen importantes fichas jugadas.

Además, institucionaliza el Plan Gas -puesto en marcha este año, hasta 2024- como política de Estado para sostener los volúmenes de producción del fluido. No es casual. La mayoría de las inversiones que concentró Vaca Muerta hasta ahora fueron para petróleo no convencional, pese a que la formación es mucho más rica en gas. Esto se debe a los altos costos -y la falta de infraestructura- que requiere su extracción.


La iniciativa ya le fue presentada al Presidente en Olivos. La última versión consignó EconoJournal, tiene su visto bueno y, también, el de su compañera de fórmula. Es de 100 artículos. Ya se presentó a algunas empresas y al ex senador Guillermo Pereyra, titular del sindicato de petroleros privados. También, a Gutiérrez, el gobernador neuquino. Con recaudos: algunos puntos tuvieron una redacción distinta o fueron, directamente, excluidos. En especial, los relacionados con la regulación impositiva de las provincias petroleras, un tema de alta sensibilidad para los mandatarios locales: el RPIH le promete estabilidad fiscal por dos décadas a todas sus empresas participantes, tanto en impuestos nacionales como provinciales y municipales.

Otro punto sensible son las exportaciones. Hasta ahora, cada empresa debe pedir autorización por cada despacho. Esto dificulta conseguir contratos en firme y a largo plazo para sus producciones. El proyecto prevé autorizaciones de exportación garantizadas (AEG) por un 20% de la producción incremental de cada operador. El 80% deberá ser ofrecido al mercado interno.

En el caso que haya producción incremental agregada -es decir, creció la actividad de todo el sector-, cada beneficiario tendrá AEG del 30% sobre su producción incremental, si el crecimiento consolidado oscila entre el 10% y el 30%. Subiría al 40% con producción incremental agregada del 30% al 50%. Por encima de eso, el permiso automático de exportación para cada empresa también será del 50% sobre su producción incremental.

Hay incentivos mayores, según la proporción de la actividad total de la empresa incluida en el régimen de la ley y el nivel de abastecimiento que cada una registre en el mercado interno. También, si renuncia a cualquier reclamo pendiente por incumplimientos del Estado en otros programas.

El Estado, a través de la autoridad de aplicación, se reserva el derecho de dar autorizaciones de exportación adicionales si la demanda doméstica se contrae.

En relación a los precios, el proyecto aplicará al volumen exportable beneficiado (VEB) una retención del 8% sobre el valor que arroje una ecuación entre promedios del precio internacional del crudo (Brent) de los cinco días anteriores, un precio crudo de referencia base (CRB) y un precio de crudo de referencia alto (CRA). Estos dos serían establecidos en la reglamentación de la ley. Si el valor supera el último concepto, correría una tasa del 8 por ciento.

En materia de divisas, el proyecto plantea que los beneficiarios están obligados a ingresar el 50% del VEB, "gozando de libre disponibilidad del porcentaje restante". Las exportaciones adicionales de crudo que hayan sido por fuera del régimen deberán liquidarse en el Mercado Único y Libre de Cambios (MULC), en la condiciones que establezca el Banco Central. También la disponibilidad de divisas sube hasta el 10%, en caso de que esté abastecido el mercado interno.

Criterios similares se aplican para las exportaciones de gas.

La norma, además, fija los montos mínimos sobre los que aplicarán los proyectos de inversión. Para almacenaje subterráneo de gas natural, son u$s 30 millones a tres años. Para medianos desembolsos en tratamiento, licuefacción, transporte, comercialización y fabricación de equipos para proyectos de GNL, u$s 50 millones, también a tres años. Para prospectos de explotacion de crudo o gas natural convencionales, costa afuera o con recuperación secuntaria, tres años ídem, u$s 150 millones.

Prevé en u$s 300 millones, a cinco años, el desembolso mínimo para proyectos de industrialización, separación, fraccionamiento, tratamiento, transporte y/o refinación de hidrocarburos y derivados, y en u$s 400 millones aquellos destinados a producción de gas natural o petróleo, ya sea en etapa de piloto o precedentes al momento de recibir el beneficio o a desarrollar en concesiones de explotación no convencional, durante un plazo no menor a los cinco años consecutivos.

Los hombres de ley son escépticos. La sanción de una nueva norma de hidrocarburos fue tema de debate en el Energy Summit 2021 que organizó El Cronista. Pablo Alliani, socio de Bomchil, aseguró que la norma debería "dar un marco nuevo para que las empresas vean estabilidad fiscal y regulatoria hacia adelante". Francisco Romano, socio de Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen, recordó que, para invertir, hace falta confianza. "Eso no se logra con una nueva ley, sino cumpliendo las leyes vigentes", remarcó.

Romano citó el decreto 929 de 2013. Fue el que le concedió a Chevron la posibilidad de exportar sin retenciones y el acceso prioritario al mercado de cambios, sin la necesidad de liquidar todas sus divisas en el país. Fue la forma de garantizar los u$s 1500 millones de inversión de la estadounidense, tras un acuerdo con YPF. Romano, ex director de legales de Chevron en la región, conoce bien el caso: la petrolera batalla en tribunales aún hoy para su aplicación, incluso, pese a que se lo incorporó a la Ley de Hidrocarburos, con la sanción de la Ley 27.007.

La industria ya tiene una ley marco, que data de 1967 y que, por ejemplo, con ese decreto, que creó el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos, fue actualizada para la operación no convencional, subrayó, por su parte, José Martínez de Hoz, de MHR Abogados.

"Mientras tengamos un Estado insolvente, va a estar siempre la tentación de romper las reglas de juego. Hoy, hay tres condiciones que necesitan las inversiones: una macro sana, con baja inflación, libertad cambiaria y solvencia fiscal", enfatizó el experto. Más, en un país como la Argentina, donde, hecha la ley...