La Secretaría de Energía detalló una serie de condiciones que deberán cumplir las compañías que quieran acceder a los beneficios que prevé el Régimen de Acceso a Divisas para la Producción incremental de Petróleo (RADPIP) y de Gas (RADPING), a través de la Resolución 13/2023 publicada este lunes en el Boletín Oficial.
Ambos esquemas fueron creados en mayo de 2022 mediante el Decreto N° 277, a fin de garantizar acceso a las divisas a las petroleras que inviertan en Vaca Muerta. La semana pasada, fuentes privadas confirmaron a este medio que, las petroleras tienen derecho a acceder a unos 400 millones de dólares al tipo de cambio oficial.
La normativa determinó el acceso al Mercado Libre de Cambios para destinar al pago de capital e intereses de pasivos comerciales o financieros con el exterior, pasivos con empresas vinculadas no residentes y/o utilidades y dividendos, por un monto equivalente al Volumen de Producción Incremental Beneficiado (VPIB) y al Volumen de Inyección Incremental Beneficiado (VIIB).
En este sentido, definió como volumen de producción incremental beneficiado al 20% de la producción incremental trimestral que ya haya obtenido cada empresa respecto de la línea base, definida como su producción total de petróleo crudo acumulada en 2021 y como volumen de inyección incremental al 30% de la inyección incremental trimestral de gas correspondiente a cada beneficiaria.
Además, mediante del Decreto 484/2022, se estableció que este beneficio comenzaría a aplicarse desde el tercer trimestre de 2022 y que debe ser reconocido en un plazo no mayor a los 90 días a partir de la finalización del período.
Las condiciones
De acuerdo a lo que indica la resolución 13/2023, para solicitar la adhesión al RADPIP, y a efectos de la evaluación de la solicitud por parte de la Secretaría de Energía, las empresas solicitantes deberán presentar información y documentación en donde conste su certificado de inscripción en el Registro de Empresas Petroleras, instrumento que acredite la personería de sus representantes, declaración jurada sobre la pertenencia a grupo económico y composición accionaria.
Asimismo, las compañías deberán entregar una declaración jurada con las participaciones porcentuales sobre la producción de petróleo crudo resultantes de los contratos de asignación de producción preexistentes a la entrada en vigencia del Decreto N° 277/22. También, una estimación de la línea de base de producción correspondiente a las áreas de concesión de las que tenga titularidad, total o parcialmente y las exportaciones de petróleo crudo en metros cúbicos (m3), realizadas durante los 12 meses previos, incluido el trimestre por el que se solicita el beneficio.
En el caso del gas, las empresas también deberán entregar una declaración jurada con las participaciones porcentuales sobre la producción de gas natural resultantes de los contratos de asignación de producción preexistentes a la entrada en vigencia del Decreto N° 277/22. Como así también, una estimación de la línea base de inyección que corresponda a áreas de concesión de las que tenga titularidad, total o parcialmente.
También tendrá que informar las exportaciones de gas natural en metros m3 efectuadas en los últimos 12 meses, en donde esté incluido el trimestre por el que se solicita el beneficio y los contenidos mínimos del Plan de Desarrollo de Proveedores Regionales y Nacionales (PDPRN).
Volumen de producción y de inyección incremental
En cuanto al petróleo, la normativa fijó que el VPIB – que se define como el 20% de la producción incremental trimestral correspondiente a cada beneficiaria– podrá incrementarse en la cantidad de puntos porcentuales equivalente a una quinta parte cuando alcance la condición de Cumplimiento de la Cobertura del Mercado Interno de Petróleo Crudo (CMIPC).
De igual forma, la Secretaría de Energía podrá ampliar el VPIB hasta cinco puntos porcentuales considerando la participación de la producción de petróleo crudo proveniente de cuencas, áreas o regiones con explotación convencional sobre la producción total de cada beneficiario. Esto se dará cuando las empresas hayan podido contrarrestar el declino técnico ajustado de esa producción convencional.
A su vez, se podrá ampliar hasta dos puntos porcentuales cuando los beneficiarios obtengan producción incremental trimestral de petróleo a partir de pozos de baja productividad o inactivos y cuando las petroleras obtengan producción incremental contratando al menos el 10% de los servicios de fractura a proveedores directos.
Para el gas, VIIB, que significa el 30% de la inyección incremental trimestral correspondiente a cada beneficiaria podrá incrementarse en la cantidad de puntos porcentuales equivalente a una quinta parte cuando alcance la condición de Cumplimiento de la Cobertura del Mercado Interno de Gas Natural (CMIGN).
Además, desde Energía podrán ampliarlo hasta cinco puntos porcentuales considerando la producción de gas natural proveniente de cuencas, áreas o regiones con explotación convencional sobre la producción total de cada compañía; siempre que hayan podido contrarrestar el declino técnico ajustado de esa producción convencional.
El beneficio
El monto del beneficio será el equivalente al VPIB valuado al precio FOB – el valor de la mercancía puesta en el puerto de embarque-para el “ICE Brent primera línea”, publicado por el “Platts Crude Marketwire” bajo el encabezado “Futures Settlements” u otro proveedor de precios internacionales que se defina desde Energía, promedio de los 12 meses anteriores al trimestre por el cual se presenta el beneficio. El valor que resulte será ajustado por un coeficiente (prima o descuento por calidad del petróleo crudo).
En este sentido, las empresas podrán transferir los beneficios obtenidos del RADPIP a sus proveedores directos, a terceros asociados y/o a operadores titulares de concesiones.
Para las productoras de gas, el monto del beneficio será el equivalente a el VIIB valuado al precio promedio ponderado de exportación de los últimos 12 meses del conjunto del sistema, neto de derechos de exportación, tal como lo establece el Decreto 277/22.
Al igual que ocurrirá con el RADPIP, las empresas beneficiarias nucleadas bajo el régimen del gas podrán transferir los beneficios obtenidos del RADPIGN a sus proveedores directos, a terceros asociados y/o a operadores titulares de concesiones.
Para ambos esquemas, en el caso de transferirse el beneficio a un proveedor de servicio de fractura, el beneficio que se transfiera no podrá superar el monto resultante de aplicar el ratio de dependencia de divisas, establecido en 0,35 sobre el valor bruto de las ventas del trimestre de ese proveedor a la beneficiaria.
Los proveedores directos que hayan presentado un plan de sustitución de importaciones ante la Secretaría de Energía que destinen el beneficio transferido a importaciones de bienes o servicio, podrán solicitar que ese plan sea tenido en cuenta al momento de cuantificar la transferencia del beneficio. En el caso de que la Secretaría tenga en cuenta el plan de sustitución de importaciones presentado por el proveedor directo al que se transfiere el beneficio, el beneficio no podrá incrementarse más del 10% del beneficio transferido.