El ABC de la modificación al régimen exportador del convencional
El plan para evitar importar crudo pesado: qué firmaron Nación, Chubut y las operadoras. La posición de los gremios y qué pasará con las otras provincias.
El Gobierno nacional y la provincia de Chubut firmaron un acta clave para modificar el régimen de exportación del petróleo convencional. La iniciativa llega en un momento crítico: la producción de las cuencas maduras continúa en descenso y, si la tendencia no se revierte, en menos de tres años Argentina podría requerir importaciones de crudo pesado para sostener el abastecimiento.
En este contexto, Nación, Chubut y la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) se comprometieron a avanzar en un paquete de medidas que combina modificaciones fiscales, obligaciones de inversión y ampliación de incentivos provinciales.
El objetivo se basa en frenar el declive del convencional y evitar que la pérdida de producción derive en costos crecientes y dependencia externa.
Según el acta a la que accedió +e, la iniciativa no implica la eliminación de los derechos de exportación, sino una modificación del régimen legal vigente. El Gobierno nacional establecerá las posiciones arancelarias alcanzadas y ajustará el tratamiento fiscal para mejorar la competitividad del petróleo extraído en cuencas maduras.
Cerro Dragón, uno de los pilares del convencional.
El esfuerzo de las provincias
En este sentido, el documento firmado por el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, y el ministro de Economía, Luis Caputo, establece que la provincia y la CEPH deberán presentar en un plazo de 60 días un detalle de las medidas ya adoptadas y de las que implementarán para acompañar el esfuerzo fiscal nacional.
Entre ellas se mencionan la reducción de regalías y cánones en áreas maduras, la reconversión de concesiones y acuerdos de alivio laboral y tributario que buscan sostener la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.
El documento remarca que las provincias deben profundizar el esquema de incentivos para evitar que el convencional siga perdiendo competitividad frente al no convencional. Es que la caída del convencional no solo impacta en la producción: golpea el empleo, afecta los ingresos por regalías y compromete inversiones futuras.
De acuerdo con el acta, Chubut deberá garantizar la continuidad de los beneficios fiscales vigentes y sumar nuevos estímulos para proyectos que demuestren inversiones incrementales o aportes concretos en la extensión de la vida útil de la cuenca.
Hay que aclarar que si bien Chubut fue la primera en firmar, se prevé que las demás provincias repliquen el mismo acuerdo. Santa Cruz anunció el próximo miércoles firmará un convenio similar. Mientras que desde Mendoza informaron que ya se avanzaron con esquema de alivio fiscal para las operadoras y, de esta manera, incrementar la producción en sus bloques.
La modificación al esquema de exportación del convencional genera expectativas en las cuencas productoras.
La obligación de reinvertir
Uno de los compromisos más importantes del acuerdo recae sobre las operadoras. Según el punto segundo del acta, las compañías deberán destinar la totalidad de los recursos resultantes de la modificación en los derechos de exportación y de los ingresos adicionales que surjan de la recomposición de precios internos a nuevas inversiones en producción convencional.
El texto es explícito: las inversiones deberán priorizar proyectos que incrementen la producción mediante desarrollo convencional, recuperación secundaria y terciaria, reactivación de equipos de torre, perforación de nuevos pozos y puesta en valor de pozos inactivos o de baja productividad. También deberán incorporar tecnologías para mejorar la eficiencia y reducir costos.
En el caso de Chubut, la provincia será responsable de fiscalizar la ejecución de estas inversiones, aunque las empresas continuarán sujetas a la normativa federal.
El acuerdo también prevé que, dentro del mismo plazo de 60 días, la provincia y las operadoras definan los criterios de cálculo para determinar los montos de inversión obligatoria que surgirán de los beneficios fiscales.
Un esfuerzo conjunto para revertir el declive del convencional
La medida fue ampliamente celebrada por los actores de la Cuenca del Golfo San Jorge. Este miércoles se reunieron en Comodoro Rivadavia para detallar el acuerdo firmado. Torres destacó que los beneficios podrían alcanzar los 240 millones de dólares, un monto que consideró “la segunda inversión más importante de la Cuenca después de Pan American (Energy)”.
En tanto, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, sostuvo que la eliminación de este tributo implicaría un beneficio directo e indirecto de magnitud similar y permitiría revertir “un arancel injusto” que afectaba a la provincia desde hace ocho años.
Asimismo, el funcionario explicó que el contexto productivo y laboral exigía medidas de alivio y que el acuerdo abre un camino concreto para recomponer la competitividad.
En este sentido, Jorge Ávila, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados, subrayó que el nuevo esquema permitirá frenar despidos y reconstruir empleo tras una de las crisis más duras de la cuenca.
Además, afirmó que los beneficios deberán traducirse en puestos de trabajo y destacó que la industria sufrió fuertes golpes con la baja del crudo, por lo que el acuerdo abre “un nuevo camino” para recuperar estabilidad.
Ávila también recordó el antecedente de los acuerdos que impulsaron el desarrollo de Vaca Muerta y señaló que, del mismo modo, el esfuerzo conjunto entre Nación, provincias, empresas y sindicatos será clave para sostener la industria en el Golfo San Jorge.
Las provincias deberán implementar medidas para que el shale no siga "comiendo" las inversiones.
Un escenario crítico si no se revierte la tendencia
La urgencia detrás del acuerdo responde a un diagnóstico compartido entre gobiernos y empresas: si la producción convencional continúa cayendo al ritmo actual, Argentina podría perder la autosuficiencia en crudo pesado. En ese escenario, el país debería comenzar a importar volúmenes crecientes para abastecer sus refinerías, lo que implicaría mayores costos, pérdida de divisas y un impacto directo en el mercado interno.
La modificación del régimen exportador apunta a recomponer el margen económico del convencional, incentivar inversiones inmediatas y recuperar competitividad frente al shale. El desafío no es sencillo ya que los yacimientos maduros enfrentan costos crecientes, pozos envejecidos y una productividad decreciente. Sin un esquema fiscal más equilibrado y sin un compromiso sostenido de todos los actores, la caída sería difícil de frenar.
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