Como parte de la estrategia electoral orientada a revertir la derrota de las PASO, el presidente Alberto Fernández se puso al hombro el objetivo de modificar también el mal humor que con su gobierno existe en las provincias petroleras, donde el Frente de Todos (FdT) perdió de manera categórica el pasado domingo 12 de septiembre.

Parte de esa estrategia se basa en que el Congreso acelere los tiempos para votar y aprobar un nuevo régimen de promoción de inversiones hidrocarburíferas (RPIH), que principalmente, busca favorecer el desarrollo de Vaca Muerta, la mayor zona petrolera de la Argentina.

Quienes conocen los factores que orientaron al Gobierno a redactar este proyecto entienden que la estrategia oficial se basa en la necesidad de incrementar la producción y las exportaciones de hidrocarburos para que tenga un impacto positivo sobre la actividad, el empleo y la generación de divisas.

También para generar mayores inversiones en todas las cuencas productivas del país y la cadena de valor; equilibrar las exportaciones con las necesidades del mercado interno; sustituir la importación de gas natural y combustibles, entre otros objetivos.

De hecho, la ley abarcará a proyectos que insuman entre u$s6 millones y u$s300 millones, según las dimensiones de los proyectos y el tiempo de desarrollo.

A partir de este escenario, el jefe de Estado presenta en sociedad el proyecto de ley oficial durante el mediodía de este miércoles en el Museo del Bicentenario junto a los autores de la iniciativa que partió del Ministerio de Economía que dirige Martín Guzmán.

Si bien el texto final se conocerá públicamente luego del acto, iProfensional pudo acceder al borrador que sentó las bases de un proyecto con el que el Gobierno espera mejorar el vínculo con las mayores compañías de este sector a través de estímulos financieros, económicos y fiscales y con un escenario normativo estable para los próximos 20 años.

Entre los principales lineamientos, la iniciativa de 115 artículos destaca la creación de un nuevo régimen de promoción de exportaciones de petróleo y gas sin la necesidad de autorización del Estado y que le permitirá a las empresas exportar en firme el 20% de su producción incremental.

El sector privado tendrá también la posibilidad de liquidar divisas generadas en un 50% por las ventas al exterior garantizadas.

El nuevo marco legal define además una serie de sub-programas y regímenes como:

• 1- Régimen General de Promoción de Actividades de Exploración y Producción de Petróleo (RGPP)
• 2- Régimen General de Promoción de Actividades de Exploración y Producción de Gas Natural (RGPGN)
• 3- Régimen de Promoción de la Extracción de Petróleo en Pozos de Baja Productividad (RPPBP)
• 4- Régimen Especial de Promoción para Proyectos de Exploración, Producción, Industrialización, Almacenaje y/o Transporte de Hidrocarburos y Derivados (REPPH)
• 5- Programa de Apoyo a la Sustentabilidad Energética (PASE)
• 6- Programa de Apoyo al Empleo Hidrocarburífero con Perspectiva de Género (PAEHPG)
• 7- Régimen Especial de Cancelación para Grandes Inversores Hidrocarburíferos (RECH)
• 8- 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).

Como parte de los beneficios impositivos se le otorga estabilidad fiscal en todos los ámbitos, nacionales, provinciales y municipales a todos los proyectos presentados bajo esta ley, a partir del congelamiento de las alícuotas, tasas o importes correspondientes a la legislación tributaria vigente "al momento de solicitar el acogimiento a tales regímenes por las actividades allí comprendidas".

Por su parte, el Título II hace referencia al alcance de la ley para las actividades de exploración y producción de petróleo para las empresas titulares de permisos de exploración o concesiones de explotación de hidrocarburos otorgadas por el Estado Nacional o las provincias.

El artículo 8 define como línea base a la producción total de petróleo crudo por beneficiario correspondiente al máximo entre el volumen del 2019, el del 2020 y el de los 12 meses transcurridos entre mayo del 2020 y abril del 2021 inclusive.

Luego, el artículo 9 aclara que, en función de la línea base, la producción incremental será establecida en forma trimestral como resultado de la diferencia entre la producción efectiva de los últimos 12 meses precedentes y la línea base, en los términos que defina la reglamentación de esta ley.

En el capítulo 3, el proyecto define los incentivos a los que accederán las empresas. Por caso, tendrán autorizaciones de exportación garantizadas (AEG) por un 20% de su producción incremental, mientras que el 80% restante deberá ser ofrecido al mercado interno.

El volumen podrá ser aumentado en hasta 10 puntos porcentuales en caso de que las empresas tengan una producción incremental superior al 50% de la línea base, beneficio adicional que será aplicable luego de 24 meses de la adhesión al régimen.

Además, cada 10 años, el Gobierno podrá reducir o incrementar, según los requerimientos del abastecimiento interno, en hasta 10 puntos porcentuales las autorizaciones para exportar.

Del mismo modo, las empresas deberán ingresar el 50% de las divisas generadas con libre disponibilidad del porcentaje restante. Las exportaciones adicionales de crudo autorizadas pero que no formen parte del plan, deberán liquidarse en el Mercado Libre de Cambios (MLC) en las condiciones que establezca el Banco Central.

En este sentido, el artículo 19 otorga a las compañías un derecho garantizado adicional de libre disponibilidad de las divisas de hasta 10 puntos porcentuales.

Producción gasífera

Para el caso del gas natural, el proyecto de ley contiene un capítulo especial que pretende beneficiar a las productoras que adhieran al régimen y participen con compromisos efectivos de inyección de gas natural en las subastas o concursos de precios.

Dispone también la modalidad de contratación plurianual por subastas o concursos públicos, en los siguientes términos:

• La Demanda del Mercado Interno, la Demanda Prioritaria y la Demanda de Usinas serán estimadas y publicadas anualmente por la autoridad de aplicación, con al menos 90 días de anticipación al inicio del año que corresponda
• Sobre la base de estas estimaciones, se deberá promover un horizonte de contratación de producción de gas natural para abastecer de la Demanda Prioritaria y la Demanda de Usinas de no menos de tres años, con requisitos de inyección adicional para el abastecimiento del resto de la Demanda del Mercado Interno
• Cada productor deberá cumplir con los compromisos de inyección establecidos en la curva de producción comprometida
• La autoridad de aplicación podrá convocar a subastas o concursos públicos complementarios cuando advirtiera crecimiento no proyectado de la Demanda del mercado interno y/o para reemplazar importaciones de volumen base de los 365) días del año, y/o para complementar los volúmenes no satisfechos con los concursos del Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino
• La autoridad de aplicación entenderá en el diseño y la definición de los lineamientos y pautas básicos de las referidas subastas y concursos públicos, los cuales deberán contemplar las diferencias existentes entre los costos de producción en las distintas cuencas productivas, según tipo de tecnología utilizada en la actividad de extracción, el tipo de recurso (convencional y no convencional), el nivel de integración local (aguas arriba) y las referencias de productividad que surjan de los estudios desarrollados.

El capítulo 3 de esta sección menciona los incentivos a los productores de gas natural que hayan adquirido el carácter de adjudicatarios en alguna de las subastas o concursos de abastecimiento

Durante el verano, las autorizaciones de exportación en firme serán las establecidas por el Decreto N° 892/20 y las distintas normas que definan las subastas o concursos de precios para la extensión en los años subsiguientes de la contractualización del abastecimiento interno.

Las autorizaciones de exportación en firme adicionales podrán ser asignadas a aquellos beneficiarios, con volúmenes excedentes a la inyección comprometida, que presenten un preacuerdo de exportación en firme y el compromiso de ofrecer al mercado interno durante el invierno dicha inyección adicional equivalente a la cantidad diaria comprometida en el preacuerdo de exportación.

El precio de esta inyección adicional no podrá ser superior al adjudicado para ese mismo período en la subasta o concurso público anual correspondiente.

El Gobierno también podrá, preservando la prioridad del abastecimiento interno, otorgar autorizaciones de exportación adicionales siempre que los volúmenes de inyección diaria sean superiores a la inyección diaria promedio efectiva durante el 2020 de todos los productores que hayan participado del primer concurso público convocado.

El artículo 30 establece los lineamientos para la liquidación de las divisas, permitiendo a las empresas gasíferas ingresar al MLC el 50% del dinero proveniente de las exportaciones de gas natural en firme, y gozarán de la libre disponibilidad de divisas respecto del porcentaje restante.

Las exportaciones adicionales que no formen parte de las exportaciones beneficiadas, deberán liquidarse íntegramente en el MLC en las condiciones que establezca el Banco Central.

Luego, el Título IV basa las normas para la promoción de la extracción de petróleo en pozos de baja productividad con una serie de artículos vinculados al alcance de la norma; a los requisitos y definiciones y a los incentivos para los titulares de una concesión de explotación de hidrocarburos de baja productividad que, a su vez, sean titulares de otras concesiones de explotación adyacentes, entre otros.

Luego, en el Título V, se identifican las normas para los proyectos de exploración, producción, industrialización, almacenaje y transporte de hidrocarburos y derivados.

Se crea el "Consejo de Inversiones Hidrocarburíferas" integrado por representantes de los ministerios de Economía; Desarrollo Productivo; del Interior y del Poder Ejecutivo, con el objetivo de evaluar, y aprobar o rechazar proyectos; proponer y evaluar requisitos iniciales diferenciales para proyectos de carácter estratégico y auditar la ejecución del proyecto en complemento de la fiscalización regular.

Grandes proyectos

En el Capítulo 4, la iniciativa establece los requisitos e incentivos adicionales para inversiones de infraestructura de transporte, almacenaje e industrialización de hidrocarburos que utilicen gas natural como materia prima de su proceso industrial.

En este marco, el artículo 52 obliga a las empresas a garantizar una inversión no inferior a u$s1.200 millones durante los primeros cinco años del proyecto.

También a incluir inversiones tanto en el desarrollo de producción incremental de gas natural, como en nueva capacidad de transporte que no requiera la afectación total ni parcial de la infraestructura existente y en las plantas de tratamiento del insumo hidrocarburífero.

En el caso de las cuencas Costa Afuera (off shore), también se marcan requisitos, proyecciones y beneficios impositivos, así como incentivos adicionales