Mendoza reformula su legislación petrolera para competir en el nuevo escenario energético, flexibilizando regímenes de regalías e incentivos para revitalizar campos maduros y potenciar la explotación del no convencional en la lengua mendocina de Vaca Muerta.
La cuarta provincia productora de crudo de la Argentina avanza sobre una reforma integral de su legislación hidrocarburífera que cambia la lógica de las regalías, pone a la inversión en el centro de las futuras adjudicaciones, crea incentivos para recuperar campos maduros e incorpora definitivamente al no convencional dentro de las reglas provinciales. Detrás de los cambios técnicos aparece una discusión mucho más profunda sobre qué lugar pretende ocupar Mendoza en el nuevo mapa energético argentino.
Mendoza está frente a una discusión que excede ampliamente la modificación de una ley, porque lo que realmente está en juego es la arquitectura con la que administrará durante los próximos años una de las actividades económicas que marcaron buena parte de su historia y que, paradójicamente, también puede convertirse en una pieza determinante de su futuro.
El proyecto de nueva Ley de Hidrocarburos enviado a la Legislatura parte justamente de una realidad que ya no puede soslayarse, la Mendoza petrolera de 2026 es sustancialmente distinta de aquella para la cual fue diseñada la Ley 7.526 hace veinte años, cuando las tecnologías eran otras, la economía de los yacimientos respondía a parámetros diferentes, la legislación nacional todavía no contemplaba la dimensión actual del no convencional y Vaca Muerta no había modificado por completo la escala con la que la Argentina piensa sus recursos energéticos.
Alfredo Cornejo anunció el envío del proyecto este viernes a la Legislatura.
El punto de partida no es menor. Mendoza es la cuarta provincia productora de petróleo del país y conserva un entramado industrial construido durante más de un siglo alrededor de la actividad, con producción en las cuencas Cuyana y Neuquina, operadores, trabajadores especializados, proveedores, infraestructura y uno de los principales complejos de refinación de la Argentina en Luján de Cuyo. No está intentando convertirse en una provincia petrolera porque ya lo es, y por eso el desafío es mucho más complejo.
Tiene que encontrar la manera de sostener la productividad de áreas maduras que llevan décadas en explotación y, al mismo tiempo, generar las condiciones para desarrollar una nueva frontera hidrocarburífera en el sur provincial.
Esa combinación explica prácticamente todo el proyecto, porque Mendoza convive hoy con dos realidades petroleras muy diferentes. Por un lado está la Cuenca Cuyana, con campos convencionales maduros, productividad decreciente y un desafío que muchas veces es más económico que geológico, ya que todavía existen hidrocarburos pero extraer el próximo barril puede demandar más tecnología, recuperación secundaria o terciaria, reactivación de pozos, exploración complementaria y mayores inversiones por unidad producida.
El desafío de seguir operando en campos maduros y que no se retiren las inversiones hacia el shale.
Por el otro aparece la Cuenca Neuquina y particularmente Malargüe, donde la denominada lengua mendocina de Vaca Muerta abre una posibilidad completamente distinta, con proyectos intensivos en capital, perforaciones horizontales, fracturas múltiples, horizontes de inversión de largo plazo y niveles de riesgo muy diferentes.
Pretender administrar esas dos realidades con exactamente los mismos instrumentos sería desconocer cómo funciona hoy la industria, y justamente ahí aparece uno de los mayores aciertos conceptuales del proyecto, que intenta introducir flexibilidad para que cada área pueda competir por capital de acuerdo con sus características, su productividad esperada, su grado de madurez y el riesgo que implica poner dinero sobre ella.
Uno de los cambios más importantes aparece en la manera de pensar las regalías, aunque reducir toda la discusión a ese punto sería quedarse apenas en la superficie.
El régimen actual establece, como regla general, una regalía del 12% sobre la producción y permite determinados mecanismos de reducción, mientras que el proyecto propone que en las futuras licitaciones la regalía forme parte de la competencia entre oferentes mediante una referencia del 15% más una variable adicional que incluso podrá ser negativa.
La lectura rápida podría llevar a pensar que Mendoza simplemente intenta pasar de cobrar 12% a 15%, pero el cambio es bastante más sofisticado porque lo que se busca es evaluar en conjunto regalías, inversiones comprometidas y producción proyectada, otorgándole a la inversión un peso preponderante al momento de adjudicar. La lógica económica detrás de esta modificación es central para comprender el espíritu del proyecto, porque una provincia productora no debería mirar únicamente cuánto obtiene en términos nominales por cada barril, sino cuánto valor económico logra generar a lo largo del tiempo con los recursos que tiene bajo tierra.
Un área con una regalía elevada pero sin nuevas perforaciones, con producción declinante y escasa inversión puede terminar aportando menos que otra con una estructura económica distinta pero capaz de movilizar capital, recuperar pozos, aumentar producción y generar actividad alrededor.
Eso no significa que reducir regalías produzca automáticamente inversiones ni que cualquier incentivo sea conveniente, sino que el proyecto incorpora herramientas para que Mendoza pueda evaluar la economía de cada desarrollo en función de su capacidad real de generar producción adicional y no solamente de su carga fiscal nominal.
La cuestión se vuelve todavía más clara cuando se observan las herramientas destinadas a los campos maduros.
El proyecto habilita regímenes promocionales que pueden llevar las regalías incluso por debajo del 5% para situaciones específicas como la reactivación de pozos inactivos, los proyectos de recuperación terciaria, la exploración complementaria o la explotación de crudos pesados, y además introduce mecanismos para compensar parcialmente cánones cuando las empresas realizan nuevas inversiones exploratorias o para reducir determinados costos vinculados a compromisos adicionales de actividad.
Mendoza tiene tradición hidrocarburífera e infraestructura. En la foto: el CEO de YPF, Horacio Marín junto al gobernador Cornejo y la ministra Jimena Latorre.
La idea que atraviesa estas disposiciones es bastante concreta. En un campo maduro, muchas veces no se trata de determinar si todavía hay petróleo, sino de establecer si vale económicamente la pena extraerlo. Cuando los costos aumentan, la productividad cae y cada nuevo barril requiere más tecnología o intervención, una diferencia relativamente pequeña en la estructura económica puede definir si un pozo vuelve a producir, si una campaña de recuperación se ejecuta o si determinados recursos quedan definitivamente bajo tierra.
Mendoza ya comenzó a transitar ese camino en los últimos años a través de la reasignación de áreas hidrocarburíferas y la incorporación de nuevos operadores y compromisos de inversión sobre campos que habían perdido dinamismo. El desafío ahora es transformar esa política coyuntural en una estrategia de largo plazo, y en ese punto la reforma puede adquirir verdadera relevancia porque permite pasar de administrar la declinación de los yacimientos tradicionales a construir instrumentos para intentar revertirla.
Para la Cuenca Cuyana eso puede resultar decisivo. Allí existe infraestructura, conocimiento acumulado, personal capacitado y una larga experiencia operativa, de modo que recuperar producción no es necesariamente una oportunidad menor frente a la exploración de nuevas áreas. En determinadas condiciones, incluso puede ser una de las formas más eficientes de sostener actividad, ingresos fiscales y empleo mientras la provincia intenta abrir una nueva etapa productiva en otras regiones.
Pero mirar solamente el petróleo convencional sería leer apenas la mitad de la reforma, porque el otro gran capítulo está en Vaca Muerta.
La ley provincial vigente fue sancionada en 2006, cuando el shale argentino todavía no había alcanzado la dimensión industrial que hoy conocemos, y desde entonces la legislación nacional incorporó concesiones específicas para explotación no convencional, aparecieron nuevas tecnologías, cambiaron los horizontes de los proyectos y Neuquén construyó un ecosistema de inversiones que transformó el balance energético argentino.
El proyecto mendocino incorpora expresamente esa nueva realidad y habilita, entre otras cuestiones, la reconversión hacia concesiones de explotación no convencional.
Jurídicamente puede parecer una actualización, pero económicamente significa mucho más, porque implica comenzar a diseñar un marco provincial pensado para inversiones que requieren décadas de previsibilidad, enormes desembolsos iniciales y reglas claras sobre producción, infraestructura, transporte, almacenamiento, regalías y obligaciones ambientales.
La geología, por sí sola, no alcanza. Ese es probablemente uno de los aprendizajes más importantes que dejó el desarrollo de Vaca Muerta, porque tener el recurso debajo del suelo no garantiza convertirlo en reservas, producción ni desarrollo económico. Entre una formación geológica y una industria funcionando hay capital, tecnología, infraestructura, conocimiento, servicios, logística y seguridad jurídica, y justamente por eso Mendoza deberá demostrar que puede ser competitiva frente a regiones que llevan años acumulando experiencia no convencional.
La meta de Mendoza es hacer crecer al no convencional sin dejar de lado sus campos maduros y su infraestructura.
La reforma busca darle al Estado herramientas para disputar esas inversiones y, al mismo tiempo, ofrecer a los operadores un horizonte normativo más compatible con la industria que existe hoy. No significa que Mendoza vaya a replicar automáticamente el modelo neuquino ni que su porción de Vaca Muerta tenga garantizada la misma escala, pero sí significa que la provincia empieza a construir reglas para dejar de mirar esa oportunidad desde una legislación concebida antes de que el shale argentino adquiriera importancia estratégica.
Hay además un elemento que permite dimensionar hacia dónde está mirando Mendoza y que resulta particularmente relevante frente a su nuevo perfil productivo.
El proyecto regula de manera específica la convivencia entre hidrocarburos y minería cuando ambas actividades se superponen territorialmente, estableciendo como principio general la coexistencia y la compatibilización técnica antes de definir prioridades.
Puede parecer una cuestión secundaria, pero anticipa un escenario que probablemente será cada vez más frecuente, especialmente en el sur provincial, donde el potencial petrolero, gasífero y minero empieza a compartir territorio.
Si los proyectos avanzan simultáneamente, las superficies, los accesos, las instalaciones, los caminos y los cronogramas inevitablemente comenzarán a cruzarse, y regular esa convivencia antes de que aparezcan conflictos de gran escala es una señal de planificación que va más allá del sector hidrocarburífero y empieza a pensar una matriz productiva mucho más integrada.
La apertura hacia mayores inversiones también aparece acompañada por un fortalecimiento del control ambiental y operativo.
El proyecto incorpora una mirada basada en todo el ciclo de vida del yacimiento, de modo que la responsabilidad de una empresa no termina cuando deja de producir ni cuando vence o devuelve una concesión. El cierre de pozos, el abandono de instalaciones, la remediación, la restauración y el monitoreo posterior pasan a formar parte explícita de las obligaciones del operador, mientras que la autoridad de aplicación amplía sus facultades de fiscalización y el régimen sancionatorio abandona multas nominales en pesos para utilizar referencias que eviten que la inflación termine licuando la capacidad de sanción del Estado.
Ese equilibrio también forma parte de la lógica general de la reforma. Se flexibilizan determinadas variables económicas para mejorar la competitividad de los proyectos, pero al mismo tiempo se fortalecen herramientas de fiscalización, control ambiental y responsabilidad posterior al cierre. La discusión, entonces, no pasa por elegir entre inversión o regulación, sino por intentar construir un régimen en el que ambas cosas puedan convivir.
Mendoza busca hacer competitivas sus áreas en Vaca Muerta y en la Cuenca Cuyana.
Otro de los debates importantes será cuánto de esa transformación logra trasladarse a la economía mendocina, porque una expansión hidrocarburífera puede mejorar los números de producción y las regalías sin necesariamente generar todo el desarrollo local que podría producir. La legislación vigente establece un porcentaje obligatorio de mano de obra local, mientras que el nuevo proyecto cambia esa metodología y avanza hacia un esquema de priorización de trabajadores y proveedores mendocinos en condiciones equivalentes de capacidad, calidad y precio, acompañado por programas de desarrollo de proveedores, capacitación y declaraciones de buenas prácticas.
Allí probablemente estará uno de los puntos más sensibles de la futura reglamentación, porque el verdadero impacto de una nueva etapa petrolera no debería medirse solamente por la cantidad de pozos perforados o por el volumen de crudo extraído.
También debería reflejarse en empresas locales que aumentan escala, talleres metalmecánicos que incorporan tecnología, transportistas, servicios profesionales, ingenieros, geólogos, técnicos, desarrolladores de software y trabajadores capaces de integrarse a una cadena cada vez más sofisticada.
Ese punto es especialmente importante para Mendoza porque su potencial no reside únicamente en extraer recursos. La oportunidad más profunda está en construir alrededor de la energía una plataforma productiva capaz de integrar hidrocarburos, minería, servicios, tecnología e infraestructura, generando una economía que capture una porción mucho mayor del valor que se crea cada vez que se desarrolla un proyecto.
Neuquén demostró hasta qué punto Vaca Muerta puede transformar no sólo una industria sino ciudades enteras, mercados laborales, infraestructura y cadenas completas de proveedores.
Mendoza todavía debe determinar cuál será la escala de su desarrollo no convencional, pero cuenta con una ventaja que no debería subestimarse, porque parte de una estructura económica, industrial, tecnológica y educativa más diversificada y con capacidad para integrar múltiples actividades.
Por eso la discusión legislativa que comienza debe leerse con una perspectiva bastante más amplia que la de una simple actualización normativa. Mendoza no está solamente cambiando la manera en la que cobra regalías ni modificando artículos de una ley que quedó envejecida frente al desarrollo tecnológico, sino intentando redefinir la forma en la que convierte sus recursos del subsuelo en inversión, producción y actividad económica.
Narración generada con inteligencia artificial.
Mendoza envió a la Legislatura un proyecto de reforma integral de su legislación hidrocarburífera para actualizar el régimen de regalías, priorizar inversiones en futuras adjudicaciones y crear incentivos para recuperar campos maduros. El texto busca incorporar definitivamente el no convencional dentro de las reglas provinciales, además de regular la convivencia entre hidrocarburos y minería cuando comparten territorio. También se fortalece el control ambiental y operativo con obligaciones vinculadas al cierre y sanciones con parámetros no licuables por inflación.
La reforma define las reglas con las que Mendoza administrará su actividad hidrocarburífera en un escenario en el que conviven áreas convencionales maduras y oportunidades asociadas al no convencional, con efectos sobre inversiones, producción y mecanismos de control ambiental y operativo.
Resumen generado con asistencia de inteligencia artificial y revisado por el equipo editorial.
