El plan Petróleo Plus otorgará beneficios fiscales a las empresas que hayan aumentado reservas y producción.

En el mercado sostienen que la medida no favorecerá el aumento de la oferta inmediata porque la extracción de casi todas las empresas viene en baja. También critican que los beneficios sólo sirvan para pagar retenciones a la exportación en un momento en que casi no hay ventas a otros países.  Un poco más tarde de lo previsto por los principales actores que componen la actividad petrolera el Gobierno lanzó dos medidas conjuntas para aumentar la producción de hidrocarburos en la Argentina, que viene en franco descenso desde finales de los años ’90.

En línea con el plan Energía Plus –el primogénito de esta zaga, que se anunció en 2006 y recién este año comenzó a arrojar resultados-, primero fue el Gas Plus, y a mediados de noviembre llegaron los planes Petróleo Plus y Refinación Plus. La intención oficial consiste en que las empresas –como YPF, Pan American Energy, Petrobras, Chevron, Oxy, Pluspetrol y Tecpetrol, entre otras- obtengan mayor rédito por cada barril de petróleo nuevo que extraigan, pero sin modificar el precio.

El beneficio se implementará mediante la devolución de impuestos de exportación, principalmente. Claro que sólo lo obtendrán las empresas que hagan bien los deberes según la mirada kirchnerista del negocio. Es decir, aquéllas que aumenten sus volúmenes de producción y de reservas. Se estima que ese número rondará entre los u$s 7 y los u$s 9 por barril; es decir, cerca de un 20% en el caso del máximo si se lo compara con el valor más alto del crudo en el país.

En la mayoría de las empresas tuvieron una respuesta de dos caras: por un lado, sostienen que se trata de un avance por parte del Gobierno, dado que las normas reconocen la necesidad de implementar medidas que detengan la caída de la producción. Pero al mismo tiempo sostienen que la medida, en particular el Petróleo Plus, tendrá escasos efectos en el corto plazo, y vuelven a un viejo reclamo: más precio por cada barril de petróleo que venden.  Sucede que hoy el barril de crudo local se vende a un máximo de u$s 47, cuando a pesar de la caída de los últimos meses el precio internacional ronda los u$s 60.

Las dudas privadas:

Aunque en el Gobierno están convencidos del éxito que tendrá la iniciativa –el ministro de Planificación, Julio De Vido, espera inversiones por u$s 8.570 millones-, las principales compañías del país no muestran tanto optimismo. “De acuerdo con los lineamientos generales del proyecto, para acceder a los beneficios impositivos hay que demostrar un muy alto ratio de reposición de reservas”, comenta el timonel de una de las mayores petroleras del país, que pidió reserva de su nombre. Y completa: “Esto claramente perjudica al incentivo que pretende otorgarse, puesto que si no se alcanza, pero efectivamente hay un nuevo descubrimiento, el mismo no gozará de los beneficios del plan”.

Sólo un puñado de compañías aumentó su producción y reservas en los últimos años. El lote de las más grandes está liderado por Pan American Energy, de la local Bridas y la inglesa BP, y por la norteamericana Oxy. Otras firmas de menor tamaño también registraron incrementos. Es el caso de las canadienses Petrolifera y Petroandina. En el sector anticipan que si la iniciativa oficial se lleva a la práctica en los términos planteados, “empezaría a funcionar después de largo tiempo, sin efectos sobre la producción actual”.

Ese es, justamente, uno de los principales puntos a atender, dado que la caída constante en la producción hace que las refinerías locales cuenten cada vez con menos petróleo para procesar. Si la tendencia no se revierte en el corto plazo, deberán importar a precios internacionales, con el consecuente aumento en los valores de los combustibles.
Daniel Montamat, ex presidente de YPF y ex secretario de Energía, da un punto de vista particular. “El problema de todos estos planes es que se aproximan al potencial inversor con la lógica invertida con respecto al negocio. El inversor quiere conocer el precio para ver si sus costos cierran y cuánto le queda de utilidad y renta.

Acá se le dice ‘mostrame tus planes y tus costos y yo te doy el precio que te asegure una rentabilidad razonable’. Eso no funciona como regla para captar muchas inversiones. Se terminan aprobando proyectos puntuales que de cualquier manera se hubieran llevado adelante”, asegura. En el sector petrolero lamentan que el grueso de la producción argentina venga de yacimientos maduros, que requieren inversión intensiva. “Son, justamente, los que menos reposición de reservas pueden mostrar y los que más están sufriendo con las actuales condiciones fiscales”, explican en una de las compañías que invierte un poco más cada año pero extrae menos petróleo.

Se trata, además, de los que menos beneficios obtendrían con el esquema propuesto.
“En el mejor de los casos se fomentará la inversión en exploración, que es bueno pero no soluciona el problema inmediato, que es la caída de producción; no sólo de las reservas”, completa. De acuerdo con la iniciativa oficial, se tomará en cuenta la performance de cada una de las compañías a la hora de darles los beneficios, por lo que las empresas que concentren su actividad en zonas más maduras –y por lo tanto de menor producción- tendrán mayores dificultades aún para acceder a ellos, según la lectura privada.

En el sector privado comenzaron a temer otro punto. Si una compañía presenta un proyecto para ser evaluado en el marco del Petróleo Plus pero no obtiene la devolución fiscal, “muy probablemente el Gobierno exigirá que sea explotado de todos modos”. Por último, las empresas llaman la atención sobre otro punto. Si el reintegro se aplica mediante la compensación contra retenciones, como está previsto, no tendría grandes efectos, porque la mayoría de las empresas, salvo Pan American Energy, casi no exportan crudo. “Sería de gran utilidad, que el esquema permita la utilización de dicho crédito para compensar otras erogaciones”, completan en una de las compañías.

Fuente: El Inversor Enérgetico & Minero

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