La medida alcanza a El Sosneado, en San Rafael. La empresa deberá invertir US$2,2 millones para sostener la producción petrolera.
La decisión busca sostener la explotación de El Sosneado, cuya producción registra una caída anual de entre el 20% y el 25%. Foto: Los Andes
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El Gobierno de Mendoza autorizó una reducción de las regalías petroleras para la empresa Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), que opera el área hidrocarburífera El Sosneado, en San Rafael. La medida también contempla una modificación de los compromisos de inversión asumidos por la compañía, que había advertido sobre las dificultades económicas para mantener la explotación del yacimiento.
La decisión quedó oficializada mediante el Decreto 2202, firmado por el gobernador Alfredo Cornejo y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, que fue publicado este viernes en el Boletín Oficial.
La disposición establece una reducción de las regalías del 12% al 6%, junto con la eliminación del mecanismo de alícuota variable que estaba vigente desde la última prórroga de la concesión.
A cambio, la empresa deberá cumplir un programa de inversiones adicionales por 2,2 millones de dólares, destinado principalmente a la reparación de pozos existentes y a la implementación de un proyecto piloto de recuperación secundaria de petróleo.
La modificación de las condiciones contractuales surgió a partir de un pedido presentado por PCR, titular y operadora de El Sosneado, cuya concesión fue prorrogada en 2022 por otros diez años, hasta septiembre de 2035.
En aquella oportunidad, la compañía había asumido un compromiso de inversión de 18,95 millones de dólares, que incluía la perforación de seis pozos de desarrollo, la reparación de otros doce, inversiones ambientales y en instalaciones, además de un pozo exploratorio.
Sin embargo, la operadora solicitó una revisión de esas obligaciones al considerar que las condiciones productivas del yacimiento habían cambiado.
Según la documentación incorporada al expediente, El Sosneado atraviesa una disminución sostenida de su producción, con una declinación anual estimada entre el 20% y el 25% desde 2019.
La empresa informó que, en octubre de 2025, el promedio de producción por pozo era de apenas 1,2 metros cúbicos diarios de petróleo, mientras que el porcentaje de agua extraída alcanzaba el 88,7%.
A esta situación se suman el incremento de los costos operativos, la competencia por recursos con Vaca Muerta y los precios del petróleo.
En su presentación ante el Ministerio de Energía y Ambiente, PCR advirtió que, de mantenerse estas condiciones, el yacimiento podría comenzar a operar completamente a pérdida hacia finales de 2027, lo que eventualmente obligaría a interrumpir las actividades.
Uno de los principales cambios autorizados por el Ejecutivo provincial consiste en reemplazar la perforación de un pozo de desarrollo que estaba pendiente por diez intervenciones de reparación en instalaciones existentes.
Para cumplir esta obligación, el Gobierno aceptó computar cinco reparaciones que la empresa ya había realizado por encima de las doce originalmente comprometidas.
De esta manera, PCR deberá ejecutar otras cinco reparaciones entre 2026 y 2030, a razón de una por año, por una inversión total de un millón de dólares.
La Dirección de Hidrocarburos avaló la modificación luego de analizar los resultados de la campaña de perforación desarrollada entre 2022 y 2024.
Los informes técnicos determinaron que la construcción de un nuevo pozo presentaba una elevada probabilidad de fracaso económico, mientras que las intervenciones sobre instalaciones existentes ofrecían mejores perspectivas de recuperación de producción.
De acuerdo con los especialistas, la reparación de pozos podría generar un retorno más de tres veces superior al de una nueva perforación, dadas las actuales condiciones del yacimiento.
Además de esta modificación, la Provincia aprobó un programa de inversiones adicionales por 2,2 millones de dólares, distribuido de la siguiente manera:
600.000 dólares: reparación de tres pozos.
400.000 dólares: conversión de dos pozos existentes en inyectores para un proyecto piloto de recuperación secundaria.
1,2 millones de dólares: inversiones en instalaciones de superficie y otros conceptos operativos.
El cronograma de estas inversiones se extenderá entre 2026 y 2032, de acuerdo con lo establecido en el decreto.
El beneficio otorgado a PCR comenzará a regir desde la publicación del decreto y alcanzará a los hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos producidos en el área.
No obstante, el Gobierno estableció que la continuidad de la alícuota del 6% dependerá del cumplimiento de las inversiones comprometidas y de las condiciones técnicas y económicas que justificaron la reducción.
La compañía deberá presentar informes diarios, resultados de las intervenciones y ensayos de producción de cada reparación realizada.
También tendrá que entregar documentación técnica sobre el proyecto de recuperación secundaria y presentar los primeros resultados del programa piloto dentro de un plazo máximo de 24 meses desde la notificación del decreto.
Para respaldar estas obligaciones, la Provincia exigió una garantía de cumplimiento equivalente al 20% del programa de inversiones adicionales, lo que representa 440.000 dólares.
La garantía deberá constituirse dentro de los 30 días posteriores a la notificación de la medida y podrá ejecutarse si se comprueba un incumplimiento grave, luego de la correspondiente intimación.
Asimismo, el Ejecutivo podrá dejar sin efecto la reducción de regalías y restablecer el régimen anterior si la concesionaria incumple las condiciones establecidas.
El decreto también establece que PCR tendrá un plazo de 90 días para presentar una nueva propuesta de inversiones contingentes, que deberá conservar un valor económico y un impacto social similares a los previstos en la prórroga de 2022.
El compromiso original contemplaba inversiones eventuales por 6,5 millones de dólares, destinadas a la perforación de dos pozos de desarrollo y uno exploratorio.
La nueva propuesta podrá incluir perforaciones en sectores no agotados, ampliaciones de proyectos de recuperación secundaria o mejorada e inversiones en infraestructura para reducir costos operativos.
Estas actividades deberán estar vinculadas a determinados resultados técnicos o mejoras en las condiciones del mercado.
La empresa tendrá que especificar los montos estimados, los plazos de ejecución y los indicadores de producción o precios que activarían las inversiones.
Si la propuesta no resulta técnicamente o económicamente razonable, la Dirección de Hidrocarburos podrá exigir su reformulación dentro de los 30 días posteriores a la notificación de las observaciones.
El decreto aclara que las modificaciones autorizadas no alteran las restantes condiciones de la concesión de El Sosneado, cuya vigencia se mantiene hasta septiembre de 2035.
