Inversiones petroleras: cuestionan puntos clave del proyecto

Una reconocida consultora del sector aseguró que la iniciativa tiene ejes “poco atractivos” para el sector. Realizaron una propuesta alternativa, pero no fue tenida en cuenta por las autoridades.





La letra chica de la ley de Promoción de Inversiones Hidrocarburíferas que se conoció hace poco más de una semana no alejó la polémica que acompañó al proyecto desde su génesis y para una reconocida consultora del sector uno de sus puntos troncales –y más esperados- resultó en una propuesta “poco atractiva”.

Se trata de la línea de base de producción que fijó el gobierno para la cual se calculará el incremental de producción que se podrá exportar sin pedir autorizaciones del Ejecutivo nacional y, a su vez, el porcentaje que se podrá liquidar en el mercado único de cambios que está directamente vinculado.

Consideramos que el criterio de ‘curva base’ sobre la cual se daría una garantía de exportación en firme del 20% es poco atractivo”, señalaron desde la consultora G&G Energy Consultants, que lidera Daniel Gerold.

El proyecto propone que se tome la línea de base de cada empresa por separado y será la de 2019 ó 2020 o los últimos 12 meses hasta abril de 2021, la que sea mayor.

Esta conclusión de la consultora pone en discusión algunos puntos del proyecto que fueron cuestionados por diversas petroleras de Vaca Muerta en diálogo con Energía On en off the récord.

En números

20%
del volumen total incremental que generen es el porcentaje de base que podrán exportar libremente las petroleras.

Para poner en análisis lo que plantean algunas empresas, con las condiciones actuales que introduce el proyecto, desde G&G realizaron el siguiente ejemplo:

Si un productor que tiene una curva base de 100 deja de invertir, ese volumen puede bajar rápidamente a 80, sobre todo si se trata de desarrollos de shale que son pozos de fuerte declinación. Por consiguiente, para acceder a los beneficios del proyecto, debería invertir primero para mitigar esta reducción de 20, y luego aumentar -por poner un número- 10 más, a 110; de ese adicional se le garantizaría exportar 2, y de esos 2 podría tener libre disponibilidad de divisas de 1.

“Esto se daría en caso de excedentes agregados, con lo que se socializa el esfuerzo inversor, ya que, si los grandes productores no logran sostener su producción, el ‘productor incremental’ deberá abastecer el mercado interno”, indicaron desde la consultora.

Para poder equilibrar esta situación la propuesta de G&G, que fue remitida y rechazada, es establecer un precio único para el petróleo interno que sea igual al de exportación, pero sin aumentar los combustibles.

Incluso con alícuotas crecientes de derechos de exportación, con la constitución de un Fondo Compensador de Combustibles que, con la recolección de impuestos y derechos de exportación, reduzca los precios finales de nafta y gasoil, y eventualmente subsidie a refinadores. De esta manera los precios de los combustibles y de la nafta estarían alineados con los internacionales.

Cada vez son más los actores que cuestionan los puntos troncales del proyecto algo que los legisladores ya saben y, cómo mínimo, anticipa que el tratamiento en el Congreso, no será fácil.


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