El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, anunció el envío a la Legislatura de un nuevo proyecto de ley de hidrocarburos, con el que la Provincia busca atraer inversiones y nuevos proyectos, aumentar la producción en áreas maduras y generar condiciones para el desarrollo no convencional de Vaca Muerta en territorio mendocino.
Lo hizo en el Mendoza Energy Summit, organizado por Shale24, Santander y el Gobierno de Mendoza.
La ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, ingresó el proyecto por mesa de entradas de la Cámara de Diputados junto al presidente del cuerpo, Andrés Lombardi, el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, y el director de Legales, Bruno De Pasquale.
La iniciativa reemplaza la Ley 7526, vigente desde 2006. Refuerza los principios del dominio de la Provincia sobre sus recursos hidrocarburíferos y los actualiza frente a los cambios productivos, tecnológicos y normativos de las últimas dos décadas, incluida la Ley de Bases. Suma herramientas para definir regalías e inversiones, incentivos para áreas maduras, un régimen específico para el no convencional y mayores exigencias ambientales.
"El objetivo es actualizar la norma a las necesidades actuales de una industria que está pasando por una gran reconversión y en la que Mendoza debe proyectarse para los próximos 50 años", afirmó Latorre.
La ministra sostuvo que la Provincia "seguirá acompañando a las empresas del sector con reglas claras, políticas de largo plazo y ahora con una normativa actualizada a la nueva realidad de la industria, con la meta de sostener la actividad, seguir atrayendo inversiones y seguir explorando nuestro potencial para que se convierta en mayor producción y fuentes de trabajo para los mendocinos".
Una ley para las dos realidades productivas de Mendoza
El proyecto parte de las dos caras de la actividad en la provincia. En sus dos cuencas productivas hay yacimientos convencionales maduros, donde el desafío es sostener la actividad, recuperar producción y extender la vida útil de los campos con exploración y nuevas tecnologías. En la Cuenca Neuquina, principalmente en Malargüe, el potencial está en el desarrollo no convencional de la lengua mendocina de Vaca Muerta, que requiere inversiones de mayor escala y condiciones para proyectos de largo plazo.
A partir de esas diferencias, la nueva ley propone un régimen más flexible para definir regalías, incentivos e inversiones según las características de cada área. Además, incorpora expresamente la explotación no convencional, actualiza las obligaciones ambientales, prioriza a los proveedores y trabajadores locales y fortalece los mecanismos de fiscalización y control.
Regalías a la medida de cada área
Uno de los principales cambios está en el sistema de regalías. La ley actual establece una regalía general de 12% sobre la producción y permite reducirla hasta 5% según las características de cada proyecto.
Para las futuras licitaciones, el proyecto fija una regalía de referencia de 15%, y las empresas podrán ofrecer un porcentaje mayor o menor al presentar sus propuestas. Así, la Provincia podrá adecuar la regalía a la realidad de cada área: exigir una participación mayor en los proyectos con mejores condiciones económicas o aceptar una menor cuando sea necesario para hacer viable una inversión, por ejemplo en campos maduros o de menor productividad.
La adjudicación no dependerá únicamente de la regalía ofrecida. También se evaluarán el valor total del proyecto, la producción prevista y las inversiones comprometidas, y el monto de inversión tendrá un peso preponderante en la fórmula de adjudicación.
Incentivos para recuperar producción
El proyecto incorpora incentivos para movilizar inversiones en las áreas donde recuperar producción resulta más complejo. El Ejecutivo podrá reducir regalías para la reactivación de pozos inactivos, la exploración complementaria, la producción de crudos pesados y los proyectos de recuperación mejorada. En esos casos, con fundamento técnico, la regalía podrá ubicarse incluso por debajo del 5%.
También se podrá compensar parcialmente el canon de explotación cuando una compañía realice nuevas inversiones de riesgo exploratorio, siempre que invierta al menos el doble del monto que pretende compensar. Para los permisos de exploración, además, el canon correspondiente a una prórroga podrá reducirse hasta 80%.
Otra de las modificaciones centrales es la incorporación de las concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos, una figura que la ley de 2006 no contemplaba. El proyecto habilita la reconversión de concesiones hacia este régimen, de acuerdo con la legislación nacional, y establece un marco provincial específico para los proyectos no convencionales.
La incorporación tiene especial relevancia para Malargüe y la lengua mendocina de Vaca Muerta, donde el desarrollo de los recursos requiere inversiones intensivas, mayores plazos y condiciones distintas de las de un yacimiento convencional maduro. En ese departamento, TanGo Energy ya consiguió financiamiento para el no convencional de Payún Oeste, con URSA a cargo de toda la inversión.
Estándares ambientales para todo el ciclo de vida
El proyecto refuerza las responsabilidades ambientales durante todo el ciclo de vida de los yacimientos, desde la exploración y la explotación hasta el cierre y el abandono definitivo. Las empresas deberán prevenir y mitigar impactos, realizar los monitoreos correspondientes y, cuando sea necesario, recomponer o restaurar el ambiente. También deberán contemplar el cierre y abandono de pozos, instalaciones y ductos y el saneamiento de los pasivos ambientales.
El texto establece expresamente que la salida de una empresa de un área no extingue las obligaciones ambientales generadas durante su operación. Además, las compañías deberán presentar cada dos años una Declaración Jurada de Buenas Prácticas, de carácter público, con información sobre comunidad, ambiente, capacitación laboral, proveedores locales, transparencia, integridad, higiene y seguridad.
Minería e hidrocarburos, en el mismo territorio
La iniciativa incorpora reglas para los casos de superposición entre derechos mineros y proyectos hidrocarburíferos, una situación que gana importancia con el crecimiento de la exploración minera en Mendoza, donde por ejemplo Kobrea Exploration cerró un acuerdo con BHP para explorar siete proyectos de cobre en el suroeste.
Como principio general, ambas actividades deberán procurar su coexistencia y compatibilización técnica, operativa, ambiental y temporal. La sola superposición de proyectos no implicará la caducidad, extinción o rechazo de ninguno de los derechos involucrados: sus titulares deberán intercambiar información y buscar alternativas que permitan desarrollar ambas actividades.
Cuando la coexistencia resulte imposible o genere riesgos incompatibles con la seguridad, el ambiente, la integridad de los yacimientos o el aprovechamiento racional de los recursos naturales, resolverá el Poder Ejecutivo, con intervención de las autoridades minera e hidrocarburífera y previa audiencia de los interesados. La decisión deberá considerar, entre otros aspectos, la situación de los derechos involucrados, la posibilidad de compatibilizar o secuenciar los trabajos, las inversiones realizadas y comprometidas y los impactos ambientales, sociales y territoriales.
Multas actualizadas y más recursos para el control
La reforma reemplaza el sistema de multas expresadas en pesos, cuyos montos quedaron desactualizados. Las nuevas sanciones se calcularán tomando como referencia el precio de la nafta súper, y las infracciones se clasificarán en leves, graves, muy graves y gravísimas. El texto fija además criterios para graduarlas según la gravedad y la duración del incumplimiento, el daño o riesgo generado, el beneficio económico obtenido, la reincidencia y la conducta de la empresa para subsanar la falta.
Se crea también una Tasa de Control de la Actividad Hidrocarburífera, destinada a financiar inspecciones, fiscalización, equipamiento y fortalecimiento técnico. La tasa no podrá superar el 0,8% del monto de regalías o cánones de cada actividad.
La autoridad de aplicación será el Ministerio de Energía y Ambiente, a través de la Dirección de Hidrocarburos, que tendrá a su cargo el control de la producción y del cumplimiento de las obligaciones de las operadoras, además de la supervisión de los pozos desde su perforación hasta su abandono definitivo, en coordinación con la autoridad ambiental.
El proyecto inicia ahora su tratamiento en la Cámara de Diputados.