Cómo es el plan que lanzó esta provincia que genera un nuevo esquema para el sector petrolero
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, lanzó este miércoles un programa con operadoras petroleras que establece un marco de trabajo para evaluar incentivos vinculados a la inversión y la actividad, con el objetivo de reactivar yacimientos, impulsar nuevas áreas y generar empleo en la provincia.
El acuerdo "Más producción y trabajo en el sector hidrocarburífero santacruceño", firmado esta tarde entre el Gobierno de Santa Cruz y las empresas petroleras que operan en la provincia, define un nuevo esquema de relación entre el Estado y la industria. A diferencia de regímenes automáticos, establece un marco técnico y administrativo para la evaluación y aprobación de proyectos, con reglas orientadas a recuperar producción, atraer inversiones y sostener el trabajo.
La firma de la propuesta estuvo encabezada por el gobernador Vidal y el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, junto a representantes de las principales operadoras con actividad en la provincia. Se asegura que 14 CEOs de petroleras nacionales llegaron a Río Gallegos para participar del evento.
Vidal recibió a los CEOs y directivos de las operadoras petroleras como Horacio Marín y Lisandro Deleonardis, de YPF; Hugo Eurnekian y Rodrigo Fernández de CGC; Juan Martín Bulgheroni y Horacio García, de Pan American Energy; Ignacio Pedrozo y Cristóbal López, de Clear Petroleum; como así también Jorge Neuss, Juan Neuss y Gustavo Salerno, de Patagonia Resources.
Asistieron además Carlos Gilardone de Quintana Energy; Silvana Chacra de Roch SAU; Pablo Peralta y Eduardo Oliver, por Crown Point; Hugo Rodríguez de Brest; Gustavo Naves y Daniel Varas de Venoil; Miguel Pesce por Petrolera Santa María; Ricardo Andriano por Alpa Ingeniería; Santiago Egurza, de Azruge; y Pedro Martínez Cereijo de Alianza Petrolera
Regalías atadas a inversión real
El eje central es generar condiciones para que las empresas inviertan más y produzcan más, a partir de un esquema que vincula beneficios concretos como la adecuación de regalías con compromisos verificables de inversión y actividad incremental, es decir, adicionales a los ya asumidos previamente.
El criterio esgrimido es que no hay beneficios sin actividad comprobable ni incremental. Las empresas solo podrán acceder a condiciones más favorables si presentan y ejecutan planes que impliquen nuevas perforaciones, reactivación de equipos, intervenciones sobre pozos existentes y mejoras en la producción.
Además, cada iniciativa deberá atravesar un proceso de evaluación técnica y administrativa por parte de la autoridad provincial, que recae en el Ministerio de Energía y Minería, a través de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos, que analizará su viabilidad y podrá requerir ajustes antes de su aprobación.
El acuerdo pone un fuerte foco en los yacimientos maduros, que constituyen la base productiva de Santa Cruz y enfrentan el declino natural de la producción, mayores costos operativos y la necesidad de aplicar técnicas de recuperación mejorada.
Como revertir el declino del convencional
Para las denominadas áreas de la actividad convencional, se prevé un esquema basado en perforaciones adicionales, intervenciones en pozos existentes y reactivación de equipos inactivos. La identificación de estas áreas se realizará mediante criterios técnicos objetivos, considerando variables como el nivel de declino productivo, la antigüedad de los yacimientos y su desempeño histórico.
En paralelo, el acuerdo contempla el desarrollo de nuevas áreas estratégicas, especialmente en el segmento no convencional y offshore. Santa Cruz cuenta con formaciones con potencial como Palermo Aike, en la Cuenca Austral, y D-129 en el Golfo San Jorge, que representan una oportunidad para diversificar la matriz productiva e incorporar nuevas tecnologías.
Para estos proyectos, el esquema prevé incentivos específicos asociados al avance efectivo de la actividad exploratoria y productiva, en función de programas de inversión acordes a la complejidad técnica de estos desarrollos.
El acuerdo establece condiciones diferenciadas según el tipo de producción. Para áreas maduras prevé una alícuota del 12% o la posibilidad de una reducción de hasta 3 puntos porcentuales, aplicable a la producción convencional, con vigencia entre el 1 de mayo de 2026 y el 30 de abril de 2027. Para nueva producción en proyectos no convencionales y offshore: una alícuota del 5%, con un horizonte de hasta 10 años, conforme a las condiciones de cada concesión.