El Gobierno de Mendoza presentó en la Cámara de Diputados provincial un proyecto de ley para actualizar el marco regulatorio hidrocarburífero vigente, sancionado en 2006. La iniciativa, ingresada por la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, busca adaptar la normativa a los cambios tecnológicos de las últimas dos décadas, alinearse con los parámetros de la Ley Bases y fortalecer el dominio provincial sobre sus recursos energéticos.
El proyecto apunta a responder a la doble realidad de las cuencas mendocinas: por un lado, sostener la producción y extender la vida útil de los yacimientos convencionales maduros mediante la incorporación de nuevas tecnologías; por el otro, ofrecer condiciones de previsibilidad e inversión de escala para el desarrollo no convencional en la lengua mendocina de Vaca Muerta, en el departamento de Malargüe.
Revisión del esquema de regalías y nuevos criterios de adjudicación
La modificación central afecta al régimen de regalías y a los incentivos a la inversión. La ley actual establece una regalía general del 12% sobre la producción, reducible hasta el 5% según el proyecto. El nuevo texto propone elevar la regalía de referencia al 15% para futuras licitaciones, pero abre la posibilidad de que las empresas presenten ofertas por encima o por debajo de dicho porcentaje.
Bajo este esquema, la Provincia podrá exigir cánones superiores en proyectos de alta rentabilidad o reducir la exigencia para destrabar inversiones en campos maduros de menor margen. La adjudicación de áreas no se definirá únicamente por la regalía ofrecida, sino por una fórmula que ponderará el valor global del proyecto, los volúmenes de producción previstos y el monto de inversión comprometido.
Asimismo, se contemplan incentivos fiscales puntuales:
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Pozos inactivos y recuperación mejorada: El Poder Ejecutivo podrá reducir la regalía por debajo del 5% en casos técnicamente fundamentados, como proyectos de crudo pesado o reactivación de pozos paralizados.
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Compensación de cánones: Se podrá compensar parte del canon de explotación cuando las compañías inviertan en exploración al menos el doble del monto a compensar.
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Prórrogas de exploración: El canon de prórroga para permisos de exploración podrá bonificarse hasta en un 80%.
Marco regulatorio no convencional y mayores exigencias ambientales
El proyecto incorpora formalmente la figura de las concesiones de explotación no convencional —ausente en la normativa de 2006— y habilita la reconversión de contratos vigentes al nuevo régimen bajo los parámetros nacionales. Esta herramienta está orientada a captar inversiones intensivas de largo plazo en el sur de la provincia.
En materia ambiental, el texto profundiza la responsabilidad de las operadoras a lo largo de todo el ciclo de vida del pozo, incluyendo su cierre y saneamiento definitivo. Las empresas mantendrán la responsabilidad por pasivos ambientales aun después de abandonar o ceder las áreas. A su vez, se establece la obligación de presentar cada dos años una Declaración Jurada de Buenas Prácticas sobre vinculación comunitaria, cuidado del entorno, seguridad y proveedores locales.
Coexistencia con la minería y actualización de sanciones
Ante el avance de la actividad minera en la provincia, la reforma fija reglas de coexistencia técnica y operativa para casos de superposición territorial de derechos entre proyectos hidrocarburíferos y mineros. La superposición no anulará derechos preexistentes; en caso de conflicto insalvable, el Poder Ejecutivo dirimirá la controversia considerando las inversiones realizadas y comprometidas.
Finalmente, el régimen de sanciones abandona los montos fijos en pesos y adopta una unidad de medida atada al precio de la nafta súper. Las infracciones se graduarán en leves, graves, muy graves y gravísimas. Para financiar la tarea de inspección y fiscalización, se crea la Tasa de Control de la Actividad Hidrocarburífera, que no podrá exceder el 0,8% del total de las regalías.