El nuevo régimen provincial busca atraer capital hacia áreas convencionales en declino y concentra el beneficio en los volúmenes adicionales que logren aportar los proyectos. La iniciativa establece una línea de base, controles y auditorías para verificar que el alivio esté respaldado por nuevas inversiones.
Río Negro reglamentó el programa con el que busca frenar el declino de sus yacimientos maduros convencionales y recuperar niveles de actividad en campos maduros.
La Resolución 560/26 de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente establece las condiciones para que las empresas concesionarias accedan a una reducción de regalías al 6%, aunque el beneficio estará limitado al petróleo adicional obtenido a partir de nuevas inversiones.
La medida completa el Decreto Provincial 136/26 y establece el procedimiento para ingresar al Programa Provincial de Incentivos a la Producción Convencional.
Las empresas deberán informar periódicamente sus actividades y acreditar los desembolsos efectuados, además de presentar certificaciones anuales elaboradas por auditores externos independientes.
El objetivo es que las compañías vuelvan a destinar capital a pozos y áreas que perdieron productividad con el paso del tiempo, con un esquema que vincula directamente el alivio fiscal con los resultados obtenidos.
La herramienta tendrá una duración de hasta diez años, aunque en ningún caso podrá extenderse más allá del vencimiento de la concesión correspondiente.
El beneficio se aplica sobre el volumen incremental
Uno de los puntos centrales de la reglamentación es que la reducción de regalías no alcanzará a toda la producción de un yacimiento.
Para determinar qué volumen queda comprendido dentro del incentivo, cada empresa deberá establecer previamente una curva de Producción Básica, que funcionará como línea de referencia.
La medición deberá ser certificada por un auditor externo habilitado. Sobre esa base se determinará mensualmente cuánto petróleo producido representa efectivamente un incremento atribuible a las inversiones realizadas dentro del programa.
Por lo tanto, mientras la producción se mantenga dentro del nivel establecido como base, continuará tributando bajo el esquema habitual.
El beneficio comenzará a aplicarse cuando el volumen efectivamente producido supere esa referencia, y la tasa del 6% recaerá exclusivamente sobre ese excedente.
En determinados casos contemplados por los contratos vigentes, la producción incremental también quedará exceptuada del aporte complementario del 3%.
“Con esta reglamentación damos previsibilidad y reglas claras para que las empresas puedan presentar nuevos proyectos y transformar inversiones adicionales en más producción. El incentivo está pensado para lo que se genere por encima de la producción existente”, sostuvo la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
Planes de inversión en yacimientos maduros y control provincial
Para adherir al régimen, las concesionarias tendrán que presentar un Plan de Actividades e Inversiones Complementarias (PAIC). Allí deberán especificar las tareas que realizarán, los desembolsos previstos y el incremento productivo que esperan alcanzar como consecuencia de esas acciones.
El esquema también incorpora mecanismos de fiscalización destinados a comprobar que el beneficio esté efectivamente respaldado por inversiones. Las empresas deberán informar periódicamente sus actividades y acreditar los desembolsos efectuados, además de presentar certificaciones anuales elaboradas por auditores externos independientes.
La Provincia, a su vez, podrá realizar inspecciones, auditar las declaraciones presentadas y requerir documentación adicional cuando lo considere necesario.
La autoridad de aplicación tendrá un plazo de 30 días hábiles administrativos para resolver cada solicitud, una vez que la compañía haya completado la documentación exigida.
El régimen comenzará a aplicarse al proyecto desde el mes posterior a la resolución que autorice su incorporación y después de que se acrediten las inversiones iniciales y la producción adicional correspondiente.
Un incentivo para los campos maduros
El programa fue creado en marzo, en un contexto de retroceso sostenido de la producción convencional. La apuesta provincial es utilizar el incentivo para extender la vida útil de áreas que todavía cuentan con infraestructura, recursos y capacidad operativa, pero que requieren nuevas inversiones para sostener o recuperar volúmenes.
“Río Negro decidió incentivar producción que hoy no existe. Si una empresa invierte, reactiva pozos y logra producir más, esa producción adicional accede al beneficio. Es una herramienta concreta para extender la vida de nuestros yacimientos maduros, sostener actividad y generar trabajo”, destacó Moya.
La situación productiva explica la necesidad de la iniciativa. Río Negro actualmente extrae entre 23.500 y 28.000 barriles de petróleo por día, equivalentes a entre 2,3% y 2,6% del total nacional. Con esos niveles, se mantiene como la quinta provincia productora de crudo del país.
A nivel nacional, entre 2015 y 2025 la producción convencional retrocedió 43,5% en petróleo y 51,8% en gas. El descenso estuvo asociado al agotamiento natural de los campos, menores inversiones y un incremento de los costos operativos.
En Río Negro, pese al crecimiento de los desarrollos no convencionales en otras provincias, la producción convencional todavía representa el 68% del petróleo y el 53% del gas provincial. Sin embargo, desde 2013 la tendencia continúa siendo descendente, con una caída promedio cercana al 6% interanual.
