La ley 26741 que determinó la recuperación del control estatal de YPF expresa además la búsqueda del autoabastecimiento energético y la reafirmación de la soberanÃa hidrocarburÃfera. El objetivo planteado por la conducción de la empresa de bandera a partir de entonces fue sustituir las importaciones de energÃa, correlato directo de la caÃda de la extracción interna.
Ante la madurez de los sobrexplotados yacimientos convencionales, las expectativas se centraron en el petróleo y el gas de la formación geológica Vaca Muerta, localizada en la Cuenca Neuquina. En el 2013 el gobierno nacional emitió los decretos 927 y 929, que contemplan una serie de estÃmulos tendientes a atraer inversiones y a satisfacer reclamos que venÃan solicitando las operadoras.
En particular, aquellos referidos a la posibilidad de exportar hidrocarburos y a la remisión de utilidades a las casas matrices. Este fue el marco normativo en el que se celebró el acuerdo entre YPF y Chevron para explotar Loma Campana.
En octubre del 2014 fue sancionada la ley 27007, que reformula la ley 17319, vigente desde 1967 y considerada la "ley madre" de la actividad. La nueva legislación incorpora los incentivos de los decretos 927 y 929 e inclusive los amplÃa a proyectos que superen los 250 millones de dólares, importe menor al establecido en los primeros planes de estÃmulo.
Con el argumento de tener en cuenta el horizonte del negocio del shale, se extendieron los plazos de las concesiones, por lo que una operadora que presente un proyecto para incursionar en la extracción no convencional podrá ser titular de un área en principio durante 70 años: 25 años más diez de prórroga de la concesión actual, con los 35 de la concesión no convencional. Más aún, si aprueba las verificaciones, la nueva legislación habilita el otorgamiento de prórrogas por tiempo indefinido.
Por otra parte se eliminó el lÃmite al número de concesiones que podÃa tener una compañÃa, teóricamente cinco, aunque en la práctica no se cumplÃa. En cuanto a la captación de renta, las regalÃas se mantienen en la alÃcuota del 12%, con la posibilidad de aumentar un 3% en la primera prórroga, hasta un tope del 18% para las siguientes extensiones. Inclusive, contempla la posibilidad de reducir en un 25% el monto que deban ingresar en concepto de regalÃas.
La reducción puede llegar al 50% en el caso de proyectos de recuperación terciaria, petróleos ultrapesados y offshore. Otro beneficio es que las provincias y los municipios se comprometen a no gravar la actividad con nuevos tributos.
RENTABILIDAD
Quiere decir que quedaron legalmente garantizadas importantes ventajas tendientes a maximizar la rentabilidad de un negocio millonario. De acuerdo a estudios oficiales, mueve alrededor de 180 millones de pesos por dÃa, aunque sólo una mÃnima parte queda para empresas locales.
De todas maneras, los estÃmulos parecen no ser suficientes. Durante el seminario que se realizó en el espacio Duam de Neuquén a principios de septiembre –simultáneo al encuentro de los gobernadores integrantes de la Ofephi con Scioli y otros funcionarios nacionales–, los directivos de las grandes compañÃas especificaron sus requerimientos: "seguridad jurÃdica, libre mercado, productividad laboral y libre disponibilidad de utilidades", además de una jornada de trabajo "más flexible" y la eliminación de "los tiempos no productivos", con el propósito de conseguir menores costos ante la baja del precio internacional.
Es preciso recordar que estos actores –junto a Repsol– eran los mismos que formulaban exigencias similares, al tiempo que se configuraba una delicada combinación de déficit energético, pérdida de reservas y récord de ganancias de las operadoras.
(*) Por Adriana Giuliani, Economista de la UNC
Fuente: Diario RÃo Negro
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