El proyecto de Presupuesto, que obtuvo media sanción de la Cámara de Diputados el jueves a la madrugada, contempla en el artículo 58 la creación de un fideicomiso para garantizar el pago de los subsidios correspondientes al programa de estímulo a la producción de yacimientos no convencionales de gas, creado por la resolución 46 del 2 de marzo de 2017. A raíz del creciente costo fiscal del programa, que podría demandar unos 1100 millones de dólares el año próximo, se llegó a evaluar, como había adelantado EconoJournal, limitar el desembolso a 500 millones, pero finalmente el presidente Mauricio Macri prefirió no introducir cambios para no chocar con las petroleras.
El fideicomiso tendrá por objeto garantizar a partir del año próximo hasta un 30% de las obligaciones que tuviera que afrontar el Estado a través de este programa, para lo cual contará con un patrimonio constituido por aportes del Tesoro Nacional, en efectivo o en instrumentos de deuda pública. El objetivo oficial es diferir en el tiempo el desembolso de ese 30%, pero en el texto se aclara que el Ministerio de Hacienda será el organismo encargado de dictar las normas complementarias para su constitución y funcionamiento. A su vez se faculta al Jefe de Gabinete a aprobar los flujos y usos de fondos del ejercicio y realizar las adecuaciones presupuestarias que correspondan.
“El Fideicomiso estará exento de todos los impuestos, tasas y contribuciones nacionales existentes y a crearse en el futuro, incluyendo el Impuesto al Valor Agregado y el Impuesto sobre los Créditos y Débitos en Cuentas Bancarias y otras Operatorias”, destaca también el proyecto de presupuesto.
La resolución 46/17 estableció un esquema que le garantiza a las empresas un precio mínimo al margen de la volatilidad del mercado. Las firmas beneficiarias perciben un subsidio directo que cubre la diferencia entre el precio promedio del mercado y un valor estímulo fijado por el Estado. En 2018 el precio de incentivo es de 7,50 dólares por millón de BTU, unos tres dólares por encima del precio promedio del mercado. La norma establece que el incentivo se reduzca con el paso del tiempo: 7 dólares en 2019; a 6,50 en 2020 y a 6 dólares en 2021.
El problema es que ese cronograma fue trazado en un escenario que proyectaba precios de mercado crecientes. Por lo tanto, el subsidio iba a ser cada vez menor. Sin embargo, luego de la devaluación se forzó una baja del precio en dólares y el objetivo es continuar con ese sendero decreciente el año próximo. La apuesta del secretario de Energía, Javier Iguacel, es llevar el precio de mercado a 4 dólares por millón de BTU el año próximo, mientras que el ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, había previsto que estuviese en 6 dólares. De ese modo, la diferencia con el precio estímulo fijado por el Estado no se reduciría tal como estaba previsto.
A raíz del nuevo escenario, el costo fiscal es creciente. Aranguren había presupuestado que la implementación de la resolución 46 de Energía costaría poco más de 600 millones de dólares en 2018 y unos 400 millones en 2019. Sin embargo, las proyecciones actuales muestran que podría llegar a superar los 1100 millones el año próximo. Tecpetrol, del Grupo Techint, es la petrolera más beneficiada por este subsidio, que en menor medida también alcanza a YPF, Pan American Energy, Total y Compañía General de Combustibles.
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Hemos ya mencionado en este medio que esos subsidios se basan en estimaciones de costos desconocidas o al menos sin fundamento publicado (salvo vlaro, los considerandos de las normas que los establecen).
El costo fiscal es ingente y el supuesto ahorro de dólares supondría un precio sombra de la divisa muy superior al tipo de cambio de mercado. No se conoce tampoco a ese «precio» ni a sus fundamentos.
Subsidiar up-stream de hidrocarburos no es una política frecuente entre países «con petróleo», Daniel Montamat dixit. O al menos yo ignoro otros ejemplos.-
Agree. Si el precio que reciben es superior al internacional no se entiende el porqué del subsidio. El riesgo minero parece que no existe para vaca muerta?
USA siempre ha subsidiado a la industria petrolera, lo que no quita razón a los comentarios que me preceden. Como (débil) argumento a favor de la medida pueden citarse el ahorro en importaciones y el mantenimiento de un cierto nivel de actividad económica que devuelve parte del subsidio vía IVA. El riesgo minero es casi inexistente en VM, pero la intensidad de inversión es enorme y los desafíos tecnológicos también.
Sin entrar en consideraciones técnicas sobre la existencia o no de riesgo minero en VM. Hay una realidad comprobable, que como siempre es mas fuerte que las palabras o teorías.,Y esa»realidad»hoy, dice que los 4 dólares o los futuros 3 que se vaticinan como producto de la explosión de producciones gas en el país, se dan de frente que con el echo que todas, o casi todas las compañías del upstream están migrando el portafolio de perforación en VM al petróleo .Ese precio quizás sea suficiente para proyectos ya lanzados pero parece ser que no lo es para comenzar nuevos, no solo de VM sino de tight. Ergo, plantear al mismo tiempo un aumento de actividad de perforación y de la producción no estaría alineado con una caída simultánea del precio. En todo caso ambas cosas podrían estar desfasadas en el tiempo. Una vez que el precio ( interno mas el indispensable de exportación )soporte el aumento de actividad y producción, cierto beneficio podrá ser trasladado los precios internos. pero difícilmente una bajada de precio sea el prologo de aumento de actividad. La historia del carro y el caballo. Para el shale por otra parte, solemos siempre dejar de lado en los análisis el factor tiempo. Si alguien dice que del shale vendrá la mayoría del gas que producimos, quizás no este equivocado; el tema es cuando? El factor tiempo no solo no se considera sino que casi se obvia en los análisis. De paso recordemos que ya estamos a 8 años que el Gobierno de turno y REPSOL anunciaron que éramos Kuwait. Saludos