El Gobierno reglamentó el capítulo energético de la Ley de Bases con definiciones importantes que determinarán las condiciones en que las empresas podrán avanzar en el desarrollo, explotación y exportación de los recursos hidrocarburíferos.
De acuerdo al decreto publicado en el Boletín Oficial se avanzó en la Reglamentación de los artículos integrantes de los Capítulos I, II y VI del Título VI de la Ley 27.742, que abarca de los artículos 101 al 163 de la reciente norma.
En esa regulación, se derogaban las facultades para restringir la exportación de hidrocarburos, incorporaba la libertad de comercialización y exportación de hidrocarburos y derivados, prohibía la intervención del mercado.
La exportación se transformaba así en un derecho del productor sujeto sólo a un trámite de no objeción ante la Secretaría de Energía, lo que implicaba la decisión de liberar el comercio internacional de hidrocarburos, transformando las prácticas aplicadas hasta el momento durante décadas.
En la reglamentación, como primer gran dato relevado, se destacó que el Gobierno nacional decidió mantener los condicionamientos a la exportación de hidrocarburos, contrariamente a lo que se especulaba podría ser una liberalización total que permitiera a las empresas disponer de un producción más allá de las necesidades de la demanda interna.
En consecuencia, si bien hay libertad de mercado para el sector no habrá liberalización total y se mantiene vigente el viejo artículo 6 de la ley de Hidrocarburos 17.319 de junio de 1967, en la que se establecía entre otros aspectos que “El Poder Ejecutivo permitirá la exportación de hidrocarburos o derivados no requeridos para la adecuada satisfacción de las necesidades internas”.
En la reglamentación, como primer gran dato relevado, se destacó que el Gobierno nacional decidió mantener los condicionamientos a la exportación de hidrocarburos, contrariamente a lo que se especulaba podría ser una liberalización total.
La reglamentación actual impone fuertes requerimientos basados en la «seguridad de suministro» del mercado interno, cuya clave es la certificación de «reservas y recursos prospectivos técnicamente probados», para acreditar sustento a la producción con destino de exportación, algo que se deberá renovar al menos cada 3 años.
El mismo texto precisa que “las proyecciones deberán permitir una adecuada evaluación del alcance de la exportación en cuestión y su incidencia en las condiciones de seguridad del suministro del mercado interno”.
Y en consecuencia aclara que “la seguridad del suministro en el mercado interno comprende la disponibilidad de hidrocarburos y/o sus derivados en volumen, calidad y condiciones económicas comerciales razonables para el abastecimiento de las necesidades del mercado interno».
En ese punto se incluyen las fuentes y costos de importación de hidrocarburos y combustibles alternativos”, con lo cual se explicita que “los volúmenes excedentes a las necesidades del mercado interno no podrán afectar la seguridad del suministro”.
El Gobierno nacional decidió mantener los condicionamientos a la exportación de hidrocarburos, contrariamente a lo que se especulaba. En consecuencia, si bien hay libertad de mercado para el sector no habrá liberalización total, cuidando la demanda interna.
En todo este proceso habrá un período de transición hasta fines de junio 2025 al igual que lo previsto para la Ley de Bases y se deberán adecuar las normas de exportaciones de crudo y gas natural, con el adicional de que se podrán objetar exportaciones en razón de «variaciones significativas e imprevistas» en los precios del mercado interno.
El texto precisa que “las proyecciones deberán permitir una adecuada evaluación del alcance de la exportación en cuestión y su incidencia en las condiciones de seguridad del suministro del mercado interno”.
Como venía ocurriendo hasta ahora, la Secretaría de Energía mantendrá actualizado el estudio integral técnico y económico de oferta y demanda, el transporte, y la infraestructura del mercado de hidrocarburos para poder fundamentar la aprobación o no de las exportaciones solicitadas por las empresas.
En ese sentido, se aclara que una vez que expire el plazo para la no-objeción de la Secretaría, estas condiciones ya no podrán afectar exportaciones en curso.
El GNL y las nuevas reglas para la exportación de hidrocarburos
En caso de objeción previa, el productor tendrá alternativas para reemplazar las exportaciones por la disponibilidad de hidrocarburos equivalentes o resignando temporalmente la exportación. La reglamentación también regula las ventas al exterior de Gas Natural Licuado con la “declaración de disponibilidad de recursos gasíferos”.
Para eso se tendrán en cuenta las condiciones de funcionamiento del mercado; la configuración de su producción, procesamiento, transporte, exportaciones y almacenaje; proyecciones de producción nacional, de exportaciones y de demanda; de impacto en infraestructura existente y desarrollo de nueva infraestructura; proyecciones de fuentes alternativas a partir de los flujos del comercio internacional; demanda interna por zona geográfica, y la estimación de los recursos gasíferos técnicamente recuperables.
En consecuencia las objeciones a las exportaciones de GNL por parte de la Secretaría podrán estar fundadas en la falta de disponibilidad de gas natural a nivel nacional; la falta de acreditación de capacidad en alguna de las etapas que integran la operatoria o las prácticas anticompetitivas, incluyendo el dumping respecto del mercado interno en las mismas condiciones.
Finalmente, se avanzó también en la reglamentación el único artículo ambiental de la Ley de Bases que procura una “legislación uniforme y armónica” a ser coordinada conjuntamente con las provincias y la ciudad de Buenos Aires, que incluye objetivos de “descarbonización”.
Se trata del artículo 163 a partir del cual la Secretaría de Energía identificará la normativa aplicable y los aspectos medioambientales a tener en cuenta para “asegurar el desarrollo de la actividad hidrocarburífera en el marco de un adecuado cuidado del ambiente”.
El marco normativo armonizado deberá regular los procesos de otorgamiento de licencia ambiental; el abandono de pozos e instalaciones; los pasivos ambientales; la gestión de residuos, emisiones y/o efluentes; las condiciones de seguridad y control de integridad de pozos; la emisión de gases de efecto invernadero asociada a la actividad.
También se suma el desarrollo de garantías y seguros u otros instrumentos económicos como respuesta ante contingencias o situaciones ambientales; los procesos de participación pública y acceso a la información pública; la responsabilidad social ambiental; y las inspecciones y sanciones que puedan corresponder.
Fuente: Dinamicarg