Por Francisco Romano Rivarola*

Introducción

Finalmente se ha publicado en el Boletín Oficial el largamente esperado Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024 conocido como “Plan Gas IV” mediante Decreto 892/2020 del 16 de noviembre de 2020.

Este nuevo esquema promocional de la producción de gas argentino obedece a loables objetivos, todos detallados entre sus considerandos que podemos sintetizar en la necesidad de viabilizar inmediatamente inversiones para aumentar la producción de gas natural en todas las cuencas del país y satisfacer las necesidades de hidrocarburos del país con el producido de sus yacimientos y más particularmente en “lograr que los costos del sistema eléctrico no aumenten por necesidad de reemplazar gas natural de origen nacional por sustitutos importados de mayor costo”.

El esquema consiste en la subasta de 70 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas en un bloque único a inyectar a partir de mayo de 2021. El precio para la adjudicación no podrá exceder de 3,21 USD/MMBTU (precio a valor presente). El precio ofertado estará expresado en dólares.

El plazo es de cuatro años ampliable por cuatro más para proyectos Off Shore. A cambio los Productores deberán comprometerse a lograr una curva de producción por cuenca que garantice el sostenimiento y/o aumento de los niveles actuales. Esto, en una actividad con declino geológico, implica un volumen de inversión significativo que –a la vez– tracciona los niveles de empleo. Se establecen sanciones por incumplimiento.

Los Productores que presenten precios más competitivos de acuerdo con el posicionamiento que surja de la licitación tendrán prioridad para la inyección en períodos con excedentes de oferta y para exportar en condición firme parte del volumen total de exportación, y fuera del período estacional de invierno.

Incertidumbres

El nuevo plan, si bien loable en sus objetivos, incurre en una serie de omisiones normativas o lagunas. El método preferido es remitir a “la reglamentación que oportunamente apruebe la Autoridad de Aplicación”. En tanto no exista certeza sobre esas cuestiones se pretendería una especie de “acto de fe” de las productoras que deberían comprometerse a invertir y participar en la subasta sin tener claridad sobre todos los aspectos y consecuencias del nuevo esquema.

Veamos algunas de esas incertidumbres:  

No hay ninguna referencia a la deuda asumida por el Estado Nacional en el art. 7° del Decreto 1053/18: “Establécese que el Estado Nacional asume, con carácter excepcional y con el alcance previsto en este artículo, el pago de las diferencias diarias acumuladas mensualmente entre el valor del gas comprado por las prestadoras del servicio de distribución de gas natural por redes y el valor del gas natural incluido en los cuadros tarifarios vigentes entre el 1º de abril de 2018 y el 31 de marzo de 2019, generadas exclusivamente por variaciones del tipo de cambio y correspondientes a volúmenes de gas natural entregados en ese mismo período”. Los Productores adhirieron al esquema y con su adhesión el derecho al pago se convirtió en derecho adquirido en cabeza de los Productores, adquiriendo “vida propia” respecto de las vicisitudes del propio Decreto.

Por eso, más allá de la eventual derogación del Decreto 1053/18, el Estado Nacional debe hacer frente a la deuda o dar garantías suficientes y autoejecutables con carácter previo a asumir nuevas acreencias o a endeudarse nuevamente con los Productores, ahora por la diferencia entre el precio ofertado y el precio trasladado a tarifas. Justamente las garantías del nuevo esquema tampoco están claras.

Según el punto 20 del Plan, el Estado Nacional se hará cargo del diferencial entre el precio determinado por la Autoridad de Aplicación como precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) de conformidad con los cuadros tarifarios para las Licenciatarias de Distribución y/o Subdistribuidoras y el precio resultante de la Subasta.

De acuerdo con el punto 40 del Plan “el Estado Nacional creará un sistema de garantía para respaldar el pago del diferencial entre el Precio Ofertado y el Precio en Cuadros Tarifarios, el que contará con un procedimiento de liquidación basado en los principios de celeridad y eficiencia administrativas, sin perjuicio de otros mecanismos de garantía del pago de las compensaciones a los Productores o las Productoras Firmantes bajo el Esquema basados en el reconocimiento de créditos fiscales, según se determine en la legislación respectiva y conforme sea reglamentado por la Autoridad de Aplicación y por la AFIP, según corresponda”.

Como se advierte, nulo compromiso estatal, total vaguedad y ninguna certidumbre sobre ese esquema de garantía del subsidio o sobre la eventual compensación mediante créditos fiscales. Claramente la posibilidad de compensación con certificados de crédito fiscal sería un mecanismo apto y “autoejecutable” como garantía del compromiso estatal. Se puede ver como ejemplo el Proyecto de Ley “Petróleo Activa” que tiene media sanción en la Provincia de Mendoza y permite el reintegro del 40% de la inversión en nuevos pozos o en la reactivación de pozos sin producción mediante certificados de crédito fiscal que podrán ser aplicados al pago de ingresos brutos y regalías.  Pero la mera referencia a esa solución “sin perjuicio” que se hace en el punto 40 del Plan, sumada a la necesidad de legislación y reglamentación por la Secretaría de Energía y por AFIP lo hacen aparecer como una intención muy condicionada y remota. Concretamente hoy por hoy no hay garantías de que el Estado Nacional cumpla su parte. Y el antecedente de la deuda plasmada en el Decreto 1053/18 claramente no ayuda…

Otro ejemplo es el relacionado con el necesario “empalme” del Plan con otros planes de estímulo anteriores en el tiempo, pero con posibilidades de “solapamiento” con el nuevo esquema. En este caso sabemos que los beneficiarios de los demás planes, ej. Resolución 46/17, deberán renunciar a algo, pero no sabemos a qué: “A los fines de acceder a participar en el presente Esquema, el Productor o la Productora Firmante que tenga comprometidos volúmenes en el marco del Programa de las Resoluciones N° 46 /17, 419/17 y 447/17, todas del entonces Ministerio de Energía y Minería, deberá presentar en el Sobre N° 1, la renuncia establecida en la reglamentación que oportunamente apruebe la Autoridad de Aplicación”. (Punto 41)

No menos importante que lo anterior: ¿qué tratamiento se le dará a las nuevas inversiones? ¿se permitirá el acceso al mercado libre de cambios (MLC) para la conversión a dólares de los ingresos y su transferencia a cuentas en el exterior para repatriación o para el pago de financiamientos externos? De acuerdo con el Art. 9° del Decreto 892/2020, el BANCO CENTRAL DE LA REPÚBLICA ARGENTINA, “deberá establecer mecanismos idóneos a fin de facilitar el acceso a dicho mercado”…  cuando los fondos hayan sido ingresados por el MLC y se trate operaciones genuinas destinadas a la financiación de proyectos enmarcados en el nuevo esquema.

De nuevo nos encontramos frente a un mero esbozo de posible reglamentación que deja abierta una cuestión crucial. ¿Por qué no aclarar como principio general que se dará acceso al MLC sin condicionamientos para la aplicación directa de cobros en divisas por exportaciones de hidrocarburos a tales fines (tanto para el deudor directo, como para los fideicomisos constituidos en el país)?

Sería una buena oportunidad para recrear este mecanismo y posteriormente extenderlo a todas las exportaciones. Pero para ello –al igual que en los demás casos de lagunas reglamentarias- debería existir una reglamentación precisa antes del vencimiento del plazo para presentar ofertas en la subasta y debería aclararse que el mecanismo de repatriación es un derecho adquirido para los oferentes, al amparo del marco licitatorio. Caso contrario podría modificarse a futuro sin derecho de reclamo para los participantes.

Conclusiones

El esquema competitivo elegido es correcto. Sin embargo, para ser exitoso, el nuevo plan requiere urgente definición de términos reglamentarios cruciales que se han dejado para más adelante y cuya falta de determinación podría desalentar la participación en el nuevo esquema o generar problemas de interpretación y situaciones litigiosas en el futuro, incrementando la inseguridad jurídica y el grave menoscabo de la ecuación económico-financiera que viene padeciendo el sector.

Es de esperar que los principios de “eficiencia y celeridad administrativas” a que se refiere el punto 40 del Decreto se apliquen para una inmediata reglamentación de esas cuestiones permitiendo así recrear cuanto antes las condiciones para un mercado de gas desregulado, transparente y competitivo.

*Socio a cargo del Departamento de Energía del Estudio Jurídico PAGBAM y Director de la Diplomatura en Derecho de los Hidrocarburos de la Universidad Austral