No cambian las bases de la política energética

Daniel Gustavo Montamat
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16 de julio de 2013  

El decreto 929/2013 se propone incentivar los proyectos de inversión para la explotación de hidrocarburos. Urge convencer a los potenciales inversionistas de que traigan dólares al sector , porque la declinación productiva se ha traducido en una sangría de divisas vía importaciones de gas y de combustibles que complica las cuentas externas.

Para someter un proyecto al régimen hay que comprometer como mínimo una inversión de US$ 1000 millones. Aquí viene el primer problema: si los dólares ingresan al tipo de cambio oficial, las dudas que disuadieron a la brasileña Vale de seguir con el proyecto minero en Mendoza también son válidas para quienes tengan que afrontar los costos en pesos de la industria petrolera argentina.

A quien invierta se le reconoce el derecho a exportar a partir del quinto año el 20% de la producción obtenida sin retenciones y a precios internacionales. El exportador tendrá libre disponibilidad de las divisas de la operación. El incentivo puede ser leído como una herejía por quienes ponderaron las señales de precios internos intervenidos consagradas en el decreto reglamentario de la ley de expropiación de YPF (1277/12), pero puede resultar insuficiente para los que tienen que arriesgar plata en el negocio.

¿Qué sucederá con el otro 80% de la producción? Se supone que se comercializará en el mercado interno a los precios administrados que se fijen. Como el sector ha estado sometido a una intervención discrecional, la Comisión de Planificación interministerial con competencia en el tema no genera demasiada confianza como reguladora de precios internos.

Si el 20% que se puede exportar es derivado al mercado interno porque el país aún no ha alcanzado el autoabastecimiento, el productor recibirá un precio de indiferencia respecto de su negocio de oportunidad externo. ¿Qué sucede si el productor está en condiciones de exportar más del 20%? Suponemos que la exportación excedente estará sujeta a retenciones. ¿Las mismas retenciones que rigen ahora? Los interrogantes son fundamentales en un negocio donde se discuten apropiación y distribución de renta, y donde los mecanismos que dan previsibilidad a este reparto condicionan las decisiones de inversión.

Otra definición que puede generar dudas es la vinculada a la posibilidad de los potenciales inversores respecto de la obtención de nuevas concesiones para la explotación de recursos no convencionales en áreas donde existían concesiones para explotación de recursos convencionales. Los plazos de las nuevas concesiones desfasados de las antiguas pueden plantear conflictos con el uso de las instalaciones de superficie. ¿Se ajustarán los plazos de las concesiones anteriores a las nuevas? ¿Qué rol tienen las provincias titulares del dominio originario de los hidrocarburos en todas estas decisiones? Si hay conflictos jurisdiccionales, surgen nuevas dudas.

La distancia entre los dólares que hay que invertir en el presente y las dudas que ofrece su recupero auguran escasa adhesión al régimen.

La medida puede ser útil como cobertura del acuerdo que ha estado negociando YPF con Chevron, pero no cambia los fundamentos de una política energética que ha sido responsable de la pérdida del autoabastecimiento. Para recuperar confianza y movilizar las inversiones multimillonarias que necesitan la reactivación petrolera argentina y el desarrollo de las reservas no convencionales hay que definir una nueva política energética.

YPF

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