Dólar Vaca Muerta: “El monto es mínimo para las empresas”

El Régimen de Divisas para la Producción Incremental que el gobierno nacional creó a través del DNU 277/22, también conocido como el “Dólar Vaca Muerta”, es esperado por las principales operadoras hidrocarburíferas del país en especial tras la publicación esta semana de la Resolución 13/23 de la Secretaría de Energía, pero de acuerdo a consultores especializados su impacto para las compañías sería “mínimo”.

Lee También

Dólar Vaca Muerta: finalmente Nación publicó la resolución que faltaba

El programa es una suerte de promoción para el incremento de la producción, ya que se centra en que las firmas interesadas en participar deben primero lograr elevar su producción ya sea de gas como de petróleo para acceder a un Volumen de Producción Incremental Beneficiado (VPIB).

Ese volumen se traduce luego de tres meses en dólares de libre disponibilidad para el pago que deseen hacer las empresas, ya sea de préstamos internacionales, servicios externos o giro a casas centrales en el exterior.

El director de Energía de la consultora Ecolatina, Daniel Dreizzen, advirtió que “se trata de un monto mínimo para las empresas”.

La norma, y su regulación posterior, contemplan que ese Volumen de Producción Incremental Beneficiado puede llegar al 20% o incluso, aplicando algunos casos como la reversión del declino de campos maduros, puede llegar al 30%.

Lee También

Petroleras esperan que Nación ponga en marcha el «Dólar Vaca Muerta»

“Estamos hablando de que para las empresas esto representa entre el 4 y el 5% del volumen de sus ventas, por lo cual es un monto mínimo”, indicó Dreizzen en declaraciones a la prensa.

Y sumó que así como para el año pasado se estimó oficialmente que el programa permitiría una flexibilización en el cepo cambiario de 400 millones de dólares, “según las proyecciones de producción para este año podría llegar a los 700 millones de dólares”.

La diferencia se centra fundamentalmente en que el plan comenzó a regir recién a mediados del año pasado.

Pero también radica en la mayor producción que se estima que podría registrarse este año, por un lado de la mano de la puesta en marcha del gasoducto Néstor Kirchner, y en el caso del petróleo con la reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa).

En el caso del gas, el incremento podría llegar a los 11 millones de metros cúbicos en el nuevo ducto, pero también sumar un plus de la mano de las exportaciones.

En tanto que en el caso del crudo, se espera que las empresas inyecten unos 48.000 barriles de petróleo por día por la línea que va desde Neuquén a Chile, liberando así espacio en el ramal hacia Bahía Blanca el cual podría así sumar nueva producción.

Si bien estos montos, ya sea para el 2022, como para el 2023, parecen mínimos de cara por ejemplo al pago de préstamos externos que deben cumplir las empresas, Dreizzen destacó que el programa podría tener un efecto importante en otro sector de la industria: los servicios especiales.

Es que la normativa permite que estos fondos de libre disponibilidad puedan ser cedidos entre empresas, y es allí que el consultor indicó que “las operadoras podrían ceder esos fondos a las empresas de servicios que están teniendo problemas con la importación de equipos e insumos”.

Precisamente, ese punto es un cuello de botella que desde fines del año pasado comenzó a ser todo un problema en Vaca Muerta, ya que no solo permanecen bloqueados el ingreso de nuevos equipos de fractura, por ejemplo, sino que incluso se registraron faltantes en insumos clave por el mismo tipo de trabas en las importaciones.

Mientras cada firma analizará qué estrategia le conviene más, lo cierto es que las operadoras aguardan que, con la nueva norma, la secretaría de Energía de la Nación defina finalmente los Volúmenes de Producción Incremental Beneficiados (VPIB) del tercer trimestre del año pasado que desde el 1 de enero ya estarían en condiciones de ser utilizados por fuera del cepo cambiario.