Nuevo plan de promoción de la producción de gas natural argentino – “Plan Gas IV”
NUEVO PLAN DE
PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL ARGENTINO – “PLAN GAS IV”
El 16 de noviembre de 2020 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto de
Necesidad y Urgencia Nº 892/20 (el “Decreto”) que estableció el nuevo
plan promocional para la producción de gas natural.
Aspectos generales
El Decreto declara como de interés público nacional y como objetivo prioritario
de la República Argentina la promoción de la producción del gas natural
argentino y aprueba el “Plan de Promoción de la Producción de Gas Natural
Argentino – Esquema de Oferta y Demanda 2020-2024” (el “Esquema”).
El Secretario de Energía de la Nación explicó que “el plan tiene como
objetivo producir en cuatro años 30.000 millones de metros cúbicos (mmm3) de
gas argentino, va a generar un ahorro fiscal de US$ 2.500 millones y un ahorro
en divisas de US$ 9.200 millones. Esto no significa que dejemos de importar
energía, pero sin dudas vamos a necesitar menos GNL que este año”.
La autoridad de aplicación del Esquema será la Secretaría de Energía de la
Nación, aunque se prevé la participación del Ente Nacional Regulador del Gas
(ENARGAS) y de otras autoridades en distintos aspectos relacionados con la
implementación y control del Esquema.
Principales características del Esquema
• Se licitará, en el marco de una subasta, el suministro de 70 MMm3/día durante
el período inicial del Esquema (2020-2024), divididos por cuenca (Neuquina 47,2
MMm3/d, Austral 20 MMm3/d, Noroeste 2,8 MMm3/d).
• Cada productor podrá comprometer hasta el 70% de su producción promedio
durante el período invernal.
• Como resultado de la subasta, los productores adjudicados celebrarán
contratos con los distribuidores o subdistribuidores (demanda prioritaria) y
con la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayoristas S.A. (CAMMESA)
(para generación eléctrica). Los contratos incluirán cláusula deliver or pay
de 100%/día y cláusula take or pay de 75% por trimestre (demanda
prioritaria) o por mes (CAMMESA).
• A los efectos de su consideración en la adjudicación, el precio que surja
como resultado de aplicar el valor presente neto de los ingresos
correspondientes a los volúmenes propuestos para el período base de cuatro
años, ajustado en función del porcentaje de gas retenido que corresponda, no
podrá superar el precio máximo de US$3,21/MMBTU.
• Los productores adjudicados cobrarán el precio ofertado. El diferencial entre
el precio ofertado y la porción del precio que se traslade a tarifas, será
afrontado por el Estado Nacional, mediante el pago de una compensación a los
productores, en forma mensual.
• Los productores participantes deberán mantener la inyección promedio
registrada durante los meses de mayo, junio y julio de 2020, deberán presentar
un plan de inversiones para cumplir con dicho objetivo y deberán presentar y
cumplir un plan para el incremento de “valor agregado nacional” (utilización y
desarrollo de proveedores locales, regionales y nacionales).
• Las empresas productoras firmantes gozarán de condiciones preferenciales de
exportación, bajo condición firme por hasta un volumen total de 11 MMm3/día, a
ser comprometidos exclusivamente durante el período estacional no invernal.
• En caso de que un productor participante transfiera derechos de explotación
sobre un área, deberá optar entre las siguientes opciones: (i) mantener su
participación en los volúmenes del Esquema y asumir desde otras áreas de su
titularidad el porcentaje de la producción de gas natural proveniente del área
cedida; o (ii) reducir si porcentaje en los volúmenes del Esquema en proporción
al porcentaje que represente la producción del área cedida en relación con su
producción total de gas natural, en cuyo caso el productor participante deberá
comprometerse a que el nuevo titular asuma el compromiso de suministrar el
volumen de gas natural equivalente al porcentaje de participación en el Esquema
que ha sido transferido.
Primeras normas complementarias
En cumplimiento de lo dispuesto en el Decreto, con fecha 19 de noviembre de
2020, el Banco Central de la República Argentina (el “BCRA”) dictó la
Comunicación “A” 7168, mediante la cual reguló las medidas cambiarias
detalladas en el Decreto.
Según lo previsto en la norma, a partir del 16 de noviembre de 2020, las
compañías que ingresen y liquiden fondos a través del Mercado Libre de Cambios
(“MLC”) que tengan como destino la financiación de proyectos enmarcados
en el Esquema podrán acceder al MLC para cursar pagos al exterior a no
residentes en concepto de: (i) utilidades y dividendos, (ii) endeudamientos
financieros externos, y (iii) repatriación de inversiones directas.
En todos los casos, deberá darse cumplimiento a los restantes requisitos
generales de acceso al MLC (entre ellos, contar con activos externos líquidos
por una suma inferior a US$100.000 o, de superarse dicha suma, encuadrar en
algunas de las excepciones previstas por la Comunicación “A” 7030, sus
modificatorias y complementarias).
Utilidades y Dividendos
Se cursará acceso al MLC siempre que se cumplan los siguientes requisitos:
(i) las utilidades y dividendos correspondan a balances cerrados y auditados;
(ii) el monto total abonado por este concepto, incluido el pago cuyo curso se
está solicitando, no supere el monto que surge de la distribución oportunamente
aprobada;
(iii) el acceso al MLC se produzca después de transcurridos dos años desde la
liquidación en el MLC de los fondos correspondientes a la financiación de
proyectos enmarcados en el Esquema; y
(iv) la operación se encuentre declarada, en caso de corresponder, en la última
presentación del “Relevamiento de activos y pasivos externos”.
Endeudamiento Financiero Externo
Se otorga acceso al MLC para la cancelación al vencimiento de servicios de
capital e intereses de endeudamientos con el exterior en la medida en que el
endeudamiento tenga una vida promedio no inferior a dos años y se cumplan los
restantes requisitos establecidos por las Normas de Exterior y Cambios (ingreso
y liquidación de los fondos correspondientes al endeudamiento a través del MLC
y declaración en la última presentación del “Relevamiento de activos y pasivos
externos”, entre otros). Aunque la norma no lo indica en forma expresa, a
nuestro criterio la norma permitiría cancelar capital de deuda financiera
externa con vinculadas que reúna dichos requisitos, actualmente sujeta a
autorización previa del BCRA.
Repatriación de Inversiones Directas
Se otorgará acceso al MLC por este concepto hasta el monto de los aportes de
inversión directa liquidados en el MLC para la financiación de proyectos en el
marco del Esquema, en la medida en que se cumpla la totalidad de las siguientes
condiciones:
(i) se acredite el efectivo ingreso de la inversión directa en la empresa
residente;
(ii) el acceso se produzca después de los dos años corridos desde la fecha de
liquidación en el MLC; y
(iii) en el caso de reducción de capital y/o devolución de aportes
irrevocables, la entidad cuente con la documentación que demuestre que se han
cumplimentado los mecanismos legales previstos y haya verificado que el pasivo
se encuentra declarado en la última presentación vencida del “Relevamiento de
activos y pasivos externos”.
Primeras impresiones sobre el Esquema
En un año difícil para la industria, en el cual la actividad de exploración y
extracción sufrió una fuerte reducción, la demorada implementación del Esquema
es una buena noticia que permitirá mitigar la baja en la producción y, por
ende, el volumen de gas a ser importado en los próximos años. El Esquema
permitirá a los productores participantes contractualizar una parte
significativa de su producción, brindándoles certidumbre en materia de precios
durante al menos cuatro años.
Hay aspectos relacionados con la implementación del Esquema que dependerán de
la normativa reglamentaria que dicte la Secretaría de Energía y el ENARGAS, lo
cual deberá ocurrir a la brevedad, puesto que se estableció como fecha de
inicio del Esquema el 1º de diciembre de 2020.
Resulta positivo que el Esquema disponga la creación de un “sistema de
garantía” para asegurar el pago del subsidio a los productores
participantes. Sin embargo, el Anexo al Decreto no establece una verdadera
garantía sino que se limita a establecer un procedimiento abreviado para la
emisión de órdenes de pago, las cuales deberán ser pagadas dentro de los diez
días de su emisión, y dispone que ello es sin perjuicio de otros mecanismos
basados en el reconocimiento de créditos fiscales, que deberán ser determinados
por la legislación específica y luego reglamentados por la Administración
Federal de Ingresos Públicos (AFIP) y por la Secretaría de Energía. Habrá que
ver cuándo y de qué manera se establecerán e implementarán efectivamente tales
mecanismos.
En caso de requerir mayor información, no dude en contactarse con Pablo
Alliani, Fernando Brunelli, Cristian
Galansky, Fermín Caride, María
Victoria Funes y/o María Victoria Tuculet.