¿La nueva Ley de Hidrocarburos entró la recta final? Desde la preminencia de un texto para blindar exclusivamente a Vaca Muerta que llevaba el sello de Guillermo Nielsen, expresidente de YPF, hasta el texto actual que contemplará las producciones de crudo y gas convencionales y no convencionales, tal como lo anticipó el presidente Alberto Fernández en la última Asamblea Legislativa. 

El borrador del proyecto para la promoción de hidrocarburos establece que se creará un Régimen de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas (RPIH), que tendrá una duración de veinte  años contados a partir de la entrada en vigencia de la ley e incluirá el impulso a actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural; proyectos de exploración, producción, industrialización y/o transporte de hidrocarburos y derivados; régimen de cancelación para grandes inversores hidrocarburífero y el incentivo al desarrollo de proveedores regionales y nacionales de la industria hidrocarburífera.

Las grandes iniciativas de inversión – con un piso estimado en los US$ 500 MM a desembolsar en cinco años, a modo de ejemplo– tendrían libre acceso al mercado de cambios y las empresas no tendrían que repatriar las divisas obtenidas por las exportaciones surgidas de esos grandes emprendimientos. El piso de inversión sería menor para los grandes proyectos en convencionales.

Entre los incentivos se contempla hasta el 20% de libre disponibilidad para exportación, siempre que haya aumento de la producción, e incluso podría llegar hasta el 50% del volumen incremental si se verificara un aumento de la producción en todas las áreas del país.

Además, el proyecto busca reducir hasta en un 50% las retenciones; exención de impuesto a las ganancias en operaciones de compra de concesiones; liberación de aranceles de importación de equipos hasta seis años.

Es decir que el adquirente debe comprometer nuevas inversiones y demostrar incremento de producción en los 12 meses subsiguientes. Otra condición es que el cedente del área siga participando al menos en un 10%, según los borradores en circulación.

Los proyectos de transporte de gas tendrán más beneficios: Garantía de poder usar esa infraestructura y planta para el proyecto exclusivamente de desarrollo gasífero, sin afectación al servicio público, como exige la ley actual, que da prioridad al uso residencial. 

Los beneficiarios de los distintos regímenes gozarán de estabilidad fiscal y estabilidad de todos los beneficios adquiridos desde el momento de adhesión efectiva hasta el plazo de vigencia de la futura ley. 

Entre otros beneficios también habrá una amortización acelerada (permite ahorro de impuesto a las Ganancias); IVA reintegrado al año de la inversión (lo que compensa la falta de actividad de la empresa que llegue desde el exterior, durante el primer año de actividad); Devolución del 40% de los aranceles de importación como crédito fiscal; importación transitoria, que se eleva de 2 a 6 años.

Se plantea poner un tope del 8% a las regalías sobre volúmenes incrementales. Además para los pozos de baja productividad que sumen producción nueva, la merma podría llegar hasta el 50%.

Según destacó La Opinión Austral, en una reunión del Consejo Federal de Energía Eléctrica desarrollada en la semana con la presencia de los secretarios de Energía de las provincias, se expusieron algunos puntos de los cambios normativos:

+Habrá permisos de exportación en firme si se incrementa la producción de crudo y gas.

+De las exportaciones, se permitirá el acceso al 50 por ciento de las divisas generadas. *Exención del Impuesto a las Ganancias sobre adquisiciones de concesiones.

+Para los proyectos de inversión, habrá amortización acelerada, reducción de retenciones a las exportaciones (entre un 20 y 50 por ciento), reintegro de IVA sobre inversiones, y deducción de aranceles para la importación. Y disponibilidad de divisas.

+Beneficios para el almacenamiento subterráneo de gas (por ejemplo, CGC de Eurnekian tiene una planta de estas características en las afueras de Río Gallegos e YPF en Río Negro).

+Para los proyectos de Gas y GNL/Petroquímica, se incorporan beneficios a las actividades industriales ligadas a estas producciones. Habría una garantía de uso de la producción incremental y disponibilidad de las divisas que surjan de las exportaciones.

Este último punto podría ser clave para la provincia de Buenos Aires, cuyo gobernador Axel Kicillof insiste en que se la considere una jurisdicción petrolera. “La elaboración y la industrialización de los hidrocarburos hace a Buenos Aires una provincia petrolera”, había dicho el mandatario en diciembre del año pasado. En la provincia de Buenos Aires confluyen las refinerías de YPF en La Plata, de Raízen (Shell) en Dock Sud, de Axion (Pan American Energy) en Campana y de Puma Energy (Trafigura) en Bahía Blanca, sumado a los polos petroquímicos.