La provincia lanza un esquema de alivio en regalías sobre producción incremental que se complementa con el nuevo régimen nacional de retenciones móviles. Busca sostener inversiones y empleo en yacimientos convencionales.
En un contexto de retroceso sostenido de la producción convencional en la Argentina, el gobierno de Río Negro anunció la creación del Programa Provincial de Incentivos a la Producción Convencional.
La iniciativa apunta a reactivar pozos inactivos, estimular desembolsos adicionales y preservar puestos de trabajo en campos maduros de petróleo y gas.
Pese al avance del no convencional, la actividad tradicional aún tiene peso específico en el distrito: representa el 68% del petróleo y el 53% del gas producido en territorio rionegrino.
El trasfondo es estructural. Entre 2015 y 2025, la producción convencional cayó 43,5% en crudo y 51,8% en gas a nivel nacional, afectada por el agotamiento natural de los reservorios, menores inversiones y mayores costos operativos.
La provincia no fue ajena a esa tendencia: desde 2013 exhibe una pendiente negativa con una tasa promedio de declinación cercana al 6% anual.
Pese al avance del no convencional, la actividad tradicional aún tiene peso específico en el distrito: representa el 68% del petróleo y el 53% del gas producido en territorio rionegrino. Ese dato explica la decisión de aplicar herramientas focalizadas para evitar un deterioro mayor.
Regalías reducidas para producción incremental
El corazón del programa es un esquema diferencial en regalías. La provincia aplicará una reducción del 50% en la alícuota exclusivamente sobre el volumen adicional que se genere a partir de nuevas inversiones.
En términos prácticos, la producción incremental abonará un 6% en concepto de regalías durante diez años o hasta el vencimiento de la concesión vigente, lo que ocurra primero.
La medida no modifica la carga sobre la producción base existente ni implica cambios en Ingresos Brutos o cánones de superficie. El diseño es quirúrgico: busca hacer viables proyectos que hoy no cerrarían económicamente bajo el régimen actual. Además, cuando corresponda, se eximirá el aporte complementario del 3% sobre ese diferencial productivo.
El beneficio se aplicará únicamente sobre la diferencia positiva entre la producción real y la curva base aprobada.
Para acceder, las concesionarias deberán presentar un Plan de Actividades e Inversiones Complementario que supere los compromisos ya asumidos.
También tendrán que acreditar una Producción Básica certificada por un auditor externo habilitado por la Secretaría de Energía, parámetro sobre el cual se calculará el incremento efectivo.
La estrategia incluye trabajos de pulling y workover, optimización de sistemas de extracción, inversiones en compresión e inyección y reactivación de pozos inactivos. El objetivo es extender la vida útil de los yacimientos, mejorar el factor de recuperación y sostener infraestructura y empleo en las regiones productivas.
Un alivio nacional atado al Brent
En paralelo, el Gobierno nacional avanzó con una modificación en los derechos de exportación aplicados al crudo convencional. El nuevo esquema introduce una lógica móvil vinculada al precio internacional del Brent, reemplazando la alícuota uniforme del 8% vigente hasta ahora.
El decreto fija un valor de referencia de 65 dólares por barril: cuando la cotización se ubique en ese nivel o por debajo, las exportaciones quedarán exentas de retenciones. Si el precio supera los 80 dólares, se restablecerá la tasa del 8%. Entre ambos extremos operará una fórmula de ajuste progresivo.
La medida impacta de manera directa en provincias con fuerte presencia de crudo convencional como Chubut, Santa Cruz y la propia Río Negro.
El cambio responde a un compromiso político con los gobernadores patagónicos y busca sostener inversiones en áreas maduras, muchas de ellas relegadas tras la decisión de YPF de priorizar el desarrollo shale en Vaca Muerta.
Tecnología como última barrera frente al agotamiento
Aun en este contexto, el convencional no está completamente fuera de juego. La aplicación de tecnologías de recuperación terciaria (EOR) aparece como una de las pocas herramientas capaces de amortiguar el declino.
La consultora GtoG Energy destaca que la producción EOR en Argentina alcanzó los 17.770 barriles diarios en noviembre, lo que demuestra que los campos maduros bien gestionados todavía pueden sostener niveles relevantes.
Casos como Manantiales Behr, El Trébol o Cerro Dragón muestran que la inyección de polímeros, geles y otros métodos avanzados permite mejorar la eficiencia de barrido y extender la vida útil de yacimientos que ya atravesaron su pico productivo.
Sin embargo, estos desarrollos exigen capital, previsibilidad y marcos regulatorios estables.
