Entrevista de Shale24
El Senado de Mendoza sancionó el martes la nueva Ley de Hidrocarburos, que reemplaza a la Ley 7526, vigente desde 2006. La norma fija una regalía de referencia del 15% para las futuras licitaciones e incorpora un régimen específico para el desarrollo no convencional de Vaca Muerta.
Tras la votación, el director de Hidrocarburos de la provincia, Lucas Erio, explicó a Shale24 qué cambia para las operadoras. Según dijo, el esquema de regalías ya se aplicó en una convocatoria con la que se adjudicaron dos áreas, y la Provincia prevé una nueva en los próximos meses.
"Mendoza actualizó hoy su marco normativo hidrocarburífero provincial, luego de que se debatiera y se votara en la Cámara de Senadores", afirmó Erio. Agregó que la Cámara alta aprobó "por amplia mayoría la reforma impulsada por el Poder Ejecutivo".
La ley sube la regalía de referencia al 15% y crea una tasa para financiar los controles
El proyecto obtuvo 31 votos a favor y 2 en contra en la votación en general. Había recibido media sanción en la Cámara de Diputados el 21 de octubre, con 39 votos afirmativos y 4 negativos, y ahora pasa al Poder Ejecutivo para su promulgación, como detalló Shale24 en la cobertura de la sanción de la nueva Ley de Hidrocarburos de Mendoza. El gobernador Alfredo Cornejo había anunciado el proyecto el 18 de septiembre, en el Mendoza Energy Summit.
Hasta ahora, la legislación provincial fijaba una regalía general del 12%, que podía bajarse hasta el 5%. Con la nueva norma, la referencia sube al 15% y las empresas podrán ofertar porcentajes mayores o menores en cada licitación. La ley también crea la Tasa de Control de la Actividad Hidrocarburífera, de hasta el 0,8% de lo correspondiente a regalías y cánones, destinada a financiar inspecciones y fiscalización. Además, actualiza el régimen de multas, que pasará a calcularse con referencia al precio de la nafta súper.
La autoridad de aplicación será el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza, a cargo de Jimena Latorre, a través de la Dirección de Hidrocarburos. La Administración Tributaria Mendoza (ATM) seguirá a cargo de determinar, fiscalizar y percibir regalías y cánones.
Shale24: ¿Por qué era necesario reemplazar la ley y qué objetivos persigue para el convencional y el no convencional?
Lucas Erio: El objetivo de la nueva ley es modernizar todo el marco normativo vigente, que tiene cerca de 20 años. Mendoza necesitaba adaptar y actualizar su ley provincial a los tiempos de hoy y al nuevo marco normativo nacional. Se establecen regímenes específicos para el desarrollo del no convencional de Vaca Muerta Mendoza, algo que en la ley anterior no existía.
Podemos decir que Mendoza tiene una matriz dual en términos hidrocarburíferos, con el convencional y con el no convencional. La nueva ley tiene dos grandes objetivos. Primero, el sostenimiento del convencional, algo que es muy importante para la provincia, para la generación de puestos de trabajo y para toda la cadena de valor.
Con esta nueva ley, Mendoza busca sostener el convencional con incentivos específicos para la aplicación de nuevas tecnologías de recuperación secundaria y terciaria, la exploración complementaria y la reactivación de pozos inactivos.
Y, por otro lado, está el vector de crecimiento, Vaca Muerta Mendoza. La nueva ley también busca incentivarlo y acelerar ese desarrollo que promete la Vaca Muerta mendocina.
Las nuevas licitaciones ya compiten con el 15% más menos X
Shale24: ¿Qué cambia en la práctica para las operadoras a partir de la sanción?
LE: Uno de los cambios importantes es el porcentaje de regalías que los concesionarios pagarán a la provincia en función de los términos y condiciones de la licitación. La novedad es que aparece este factor del 15% más menos X. En la provincia adaptamos lo que establecía la ley nacional y lo incorporamos en nuestra nueva ley provincial, y ya tenemos un pliego aprobado por decreto que establece que los oferentes en las nuevas licitaciones de áreas compiten por regalías con este 15% más menos X.
Esto es muy novedoso y creemos que es muy positivo, dado que ya no se establece un porcentaje único para todas las áreas, sino que ahora esa regalía puede cambiar en función de la realidad de cada área, de la madurez de los campos, de las condiciones operativas, de la rentabilidad de los proyectos y de las inversiones.
Shale24: ¿Ese esquema ya se puso a prueba en alguna licitación?
LE: Ya hicimos una convocatoria el año pasado con este nuevo marco nacional. Ahora lo que hicimos fue introducirlo en el marco provincial, pero nuestro pliego, que está aprobado por decreto, ya considera en la oferta de los operadores que quieran licitar y adquirir concesiones de explotación este factor de regalías del 15% más menos X. Es decir, ya estrenamos este modelo y ya tenemos un pliego que se adapta al marco nacional actual.
Así que ya tuvimos buenos resultados: ya se adjudicaron dos áreas con este nuevo marco y consideramos que es positivo.
Consultado luego por Shale24, Erio confirmó que las dos áreas son Atamisqui, en la Cuenca Cuyana, y El Manzano, en la Cuenca Neuquina, cuyas concesiones de explotación por 25 años se adjudicaron en septiembre a Petróleos Sudamericanos y a Venoil. Petróleos Sudamericanos ofertó en Atamisqui una regalía del 5%, sobre la fórmula de 15% más un término X que fijó en menos 10 puntos, y Venoil ofertó en El Manzano una regalía del 7%. Entre las dos comprometieron u$s 45.982.000 de inversión para los primeros 10 años.
El pliego permite que el término X sea negativo, pero la regalía nunca puede quedar por debajo del piso del 5% que fija la ley nacional: la oferta por Atamisqui se ubicó justo en ese mínimo.
Según explicó, la Provincia adaptó su pliego modelo al marco nacional después de que la Ley Bases modificara en 2024 la Ley Nacional de Hidrocarburos 17.319, y hoy lo revisa legalmente. "Entendemos que está actualizado, o sea que no es necesario hacerle nuevas modificaciones para seguir licitando, así que estamos pensando en una nueva convocatoria en los próximos meses", anticipó.
Shale24: ¿Qué prevé la ley para reducir regalías en pozos inactivos y proyectos de recuperación mejorada?
LE: La nueva ley tiene un artículo, el 29, que establece un marco y un régimen de incentivos. Le da la facultad al Poder Ejecutivo de crear un programa de incentivos en el que podrá reducir las regalías por debajo del piso del 5% para proyectos de producción incremental, es decir, recuperación mejorada y reactivación de pozos inactivos. Consideramos que hay producción que no está y que, debido a la falta de economicidad o de rentabilidad de algunos proyectos, las operadoras no ejecutan.
Si con estos incentivos el Poder Ejecutivo impulsa que esos proyectos se desarrollen, la provincia tendrá producción que quizás tribute menos regalías, pero en términos de impacto económico y de generación de puestos de trabajo creemos que es mucho más favorable.
La Provincia trabaja ahora en un decreto reglamentario específico para el artículo 29. Para diseñarlo, los equipos técnicos de la Dirección de Hidrocarburos evaluaron los pozos inactivos con posibilidades de reactivación.
"Lo pusimos en un flujo de caja y dijimos: a ver, al precio actual, con una tasa de descuento de tanto, con el costo operativo que tiene esta área, ¿cuánto le saldría reactivar este pozo con un workover de u$s 300.000 o 400.000?", contó Erio.
La conclusión, según dijo, es que hay pozos que hoy las empresas no reactivan y para los que una regalía por debajo del 5% puede ser "el empujoncito". "La producción de un pozo inactivo hoy es cero. ¿Qué tributa eso? Nada, porque no existe esa producción", planteó.
En Malargüe ya empezaron los trámites para pasar concesiones convencionales al no convencional
Shale24: ¿Hay operadoras interesadas en reconvertir sus concesiones al régimen no convencional en Malargüe?
LE: Hay áreas en el sur de la provincia con exploración en Vaca Muerta Mendoza: las áreas que tiene YPF y un área que tiene la UTE Quintana-TSB. Hay otra área, una concesión de explotación convencional, que tiene TanGo. Hay otras áreas también en el sur de Mendoza que tiene la UTE Quintana-TSB. Vemos potencial no convencional ahí, y en algunas ya se está desarrollando actividad exploratoria.
YPF está perforando pozos actualmente y ha comunicado la decisión de solicitar una unificación de áreas y aplicar al RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) para desarrollar Vaca Muerta Mendoza, con lo cual sí, ya hay algunos trabajos administrativos para reconvertir concesiones de explotación convencionales a no convencionales.
Los proyectos que menciona Erio son los que la Provincia presentó en septiembre en Río de Janeiro: YPF perforó pozos exploratorios en Paso de las Bardas Norte y CN VII A, la UTE de Quintana Energy y TSB trabaja en Cañadón Amarillo y TanGo Energy analiza el potencial de Payún Oeste.
El 9 de octubre, junto a Cornejo, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció que la compañía unificaría sus dos áreas del sur provincial para presentar en 2027 un proyecto de alrededor de u$s 4.500 millones al RIGI.