La reforma impulsada por el Ejecutivo modifica las reglas de exploración y explotación de petróleo y gas, introduciendo un esquema flexible de regalías, mayores obligaciones ambientales y nuevos mecanismos de control.
El Gobierno envió al Congreso la reforma de la Ley de Hidrocarburos, aprobada este miércoles, que introduce un régimen flexible para fijar regalías e incentivos, actualiza las obligaciones ambientales y refuerza los mecanismos de fiscalización y control.
La diputada Sol Salinas (Unión PRO) defendió el proyecto argumentando que la normativa estaba desfasada y que era necesario un marco que trascienda gobiernos y garantice la sostenibilidad y competitividad de los recursos naturales para las próximas generaciones.
Por su parte, Jorge Difonso (LUM), quien votó en contra, sostuvo que se perdió la oportunidad de destinar los ingresos a un fondo específico y criticó la falta de claridad sobre la evaluación de inversiones y la facultad concedida a EMESA para contratar directamente a operadores de área.
Actualmente la ley fija una regalía general del 12?% sobre la producción, reducible hasta un 5?% según las características del proyecto. El nuevo esquema propone un porcentaje de referencia del 15?% y permite que, al licitar, las empresas oferten un porcentaje mayor o menor según la oferta presentada.
De este modo, la regalía no será rígida sino que se ajustará a la oferta, considerando las particularidades de cada yacimiento, tanto convencional como no convencional. El Ejecutivo espera así fomentar la inversión, aumentar la producción, generar mayores ingresos a las arcas provinciales y elevar los recursos coparticipables.
Para la adjudicación se evaluarán el valor total del proyecto, la producción prevista y las inversiones comprometidas, otorgando mayor peso a la inversión. Además, se contemplan incentivos para áreas de recuperación compleja: reducciones de regalías para pozos inactivos, exploración complementaria, crudos pesados y proyectos de recuperación mejorada, que podrán situarse incluso por debajo del 5?% con respaldo técnico.
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 a compensar. En permisos de exploración, el canon podrá reducirse hasta un 80?% en caso de prórroga.
La reforma incorpora las concesiones de explotación no convencional, figura ausente en la Ley de 2006, y habilita la reconversión de concesiones hacia este régimen de acuerdo con la legislación nacional. La medida es particularmente relevante para Malargüe y la zona mendocina de Vaca Muerta, donde los proyectos requieren inversiones intensivas, plazos más amplios y condiciones distintas a las de un yacimiento convencional maduro.
Se refuerzan las responsabilidades ambientales a lo largo del ciclo de vida de los yacimientos, desde la exploración hasta el cierre definitivo. Las empresas deberán prevenir y mitigar impactos, realizar los monitoreos necesarios y, cuando corresponda, restaurar el medio ambiente.
La salida de una empresa de un área no extinguirá las obligaciones ambientales generadas. Cada dos años deberán presentar una Declaración Jurada de Buenas Prácticas de carácter público, que incluirá información sobre comunidad, ambiente, capacitación laboral, proveedores locales, transparencia, integridad, higiene y seguridad.
Se sustituyen las multas expresadas en pesos por sanciones calculadas en función del precio de la nafta súper, clasificadas en leves, graves, muy graves y gravísimas. Asimismo, se crea una Tasa de Control de la Actividad Hidrocarburífera, que no podrá superar el 0,8?% del monto correspondiente a regalías y/o cánones, destinada a financiar inspecciones y fortalecimiento técnico.
La autoridad de aplicación será el Ministerio de Energía y Ambiente, a través de la Dirección de Hidrocarburos, que supervisará la producción y el cumplimiento de las obligaciones, coordinando con la autoridad ambiental el control de los pozos desde su perforación hasta el abandono definitivo.