Nuevo plan de promoción de la producción de gas natural argentino – “Plan Gas IV”

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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.