El Gobierno provincial modificó las condiciones de explotación del área El Sosneado, operada por Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), a cambio de inversiones adicionales por USD 2,2 millones. La medida busca evitar el cierre de operaciones en un campo cuya producción registra una declinación anual de hasta el 25%.
El Gobierno de Mendoza aprobó una reducción del 50% en la alícuota de regalías petroleras del yacimiento El Sosneado, ubicado en el departamento de San Rafael, con el objetivo de sostener la actividad en un área convencional madura que enfrenta una pronunciada caída de producción y mayores costos operativos.
La decisión fue instrumentada mediante el Decreto 2202, firmado por el gobernador Alfredo Cornejo y la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, y publicado este viernes 6 de noviembre en el Boletín Oficial provincial.
La disposición establece que Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), operadora y titular de la concesión, pasará de pagar una regalía del 12% al 6%, a cambio de ejecutar un programa de inversiones adicionales por USD 2,2 millones destinado a recuperar producción, intervenir pozos existentes y mejorar las condiciones operativas del yacimiento.
La modificación también elimina el mecanismo de regalías variables que había sido establecido cuando se prorrogó la concesión en 2022. El beneficio estará sujeto al cumplimiento de las obligaciones asumidas por la compañía y podrá ser revocado ante incumplimientos sustanciales.
Un yacimiento que pierde hasta el 25% de su producción por año
El Sosneado atraviesa una situación productiva compleja. De acuerdo con la información técnica presentada por la operadora, desde 2019 el área registra una declinación anual estimada de entre el 20% y el 25%, una tendencia que compromete progresivamente su rentabilidad.
En octubre de 2025, la producción promedio de los pozos era de apenas 1,2 metros cúbicos diarios de petróleo, mientras que el porcentaje de agua extraída junto con los hidrocarburos alcanzaba el 88,7%.
Este último indicador resulta especialmente relevante porque implica que una parte considerable de los fluidos producidos debe ser separada, tratada y gestionada, lo que incrementa los costos operativos por cada barril de petróleo recuperado.
PCR advirtió que, si se mantenían las condiciones económicas y productivas, el yacimiento podría comenzar a operar a pérdida hacia finales de 2027, poniendo en riesgo la continuidad de las operaciones.
Ante ese escenario, la Dirección de Hidrocarburos provincial evaluó la situación técnica del área y consideró necesario modificar determinadas obligaciones contractuales para adecuarlas a las posibilidades reales de recuperación de producción.
Inversiones por USD 2,2 millones y un nuevo esquema de trabajo
El programa de inversiones adicionales aprobado por Mendoza contempla actuaciones que deberán desarrollarse entre 2026 y 2032.
Del monto total comprometido, USD 600.000 estarán destinados a tres reparaciones de pozos, mientras que otros USD 400.000 financiarán la conversión de dos pozos existentes en inyectores para implementar una experiencia piloto de recuperación secundaria.
Los USD 1,2 millones restantes se orientarán a instalaciones de superficie y otros trabajos vinculados con la continuidad operativa del yacimiento.
La recuperación secundaria consiste en la inyección de fluidos, generalmente agua, dentro de una formación productora para mantener o mejorar la presión del reservorio y favorecer el desplazamiento del petróleo hacia los pozos productores.
Se trata de una tecnología utilizada en campos convencionales maduros para incrementar el volumen de hidrocarburos recuperables y extender la vida productiva de los yacimientos.
Además del nuevo programa, Mendoza autorizó una modificación de las inversiones comprometidas originalmente por PCR durante la prórroga de la concesión.
En lugar de perforar un nuevo pozo de desarrollo, la compañía deberá completar diez intervenciones de reparación en instalaciones existentes. Cinco de ellas ya fueron ejecutadas y reconocidas por la Provincia, mientras que las cinco restantes deberán realizarse entre 2026 y 2030, con una inversión estimada de USD 1 millón.
La modificación responde a los resultados de las campañas de perforación realizadas entre 2022 y 2024. Según los estudios técnicos provinciales, las reparaciones de pozos existentes presentan perspectivas económicas considerablemente mejores que la perforación de nuevas instalaciones en las condiciones actuales del área.
Beneficios fiscales sujetos a controles e inversiones
La reducción de regalías no implica una liberación de las responsabilidades de la operadora.
El Gobierno mendocino estableció que PCR deberá constituir una garantía equivalente al 20% del programa de inversiones adicionales, es decir, USD 440.000, para respaldar el cumplimiento de las obligaciones.
También deberá presentar información técnica que permita evaluar los resultados de las intervenciones y del proyecto piloto de recuperación secundaria.
En caso de incumplimientos graves, la Provincia podrá ejecutar la garantía y restablecer el régimen de regalías anterior.
Por otra parte, la compañía tendrá un plazo de 90 días para presentar una nueva propuesta de inversiones contingentes, que deberá mantener un valor económico y un impacto social similares a los compromisos previstos en la prórroga original.
La concesión de El Sosneado continuará vigente hasta septiembre de 2035, de acuerdo con la extensión aprobada en 2022.
El desafío de sostener los yacimientos maduros
La decisión de Mendoza se inscribe en un escenario de transformación de la industria petrolera argentina, donde el crecimiento de los recursos no convencionales de Vaca Muerta convive con la declinación natural de numerosos yacimientos convencionales.
A diferencia de los desarrollos shale, que concentran inversiones en perforaciones horizontales y fractura hidráulica, muchos campos maduros requieren estrategias de optimización de costos, reparación de pozos y recuperación secundaria o mejorada para mantener su viabilidad económica.
En paralelo, Mendoza avanza con una reforma de su legislación hidrocarburífera, que obtuvo media sanción en la Cámara de Diputados el pasado 21 de octubre. La iniciativa contempla un régimen más flexible de regalías y herramientas específicas para incentivar las inversiones en áreas de menor productividad.
El debate también resulta relevante para otras provincias productoras, entre ellas Río Negro, donde la explotación convencional mantiene un papel dentro de la actividad hidrocarburífera provincial, al mismo tiempo que se expande el desarrollo no convencional.
La experiencia mendocina plantea una alternativa de política energética: reducir la carga de regalías de manera condicionada para facilitar inversiones que permitan recuperar producción y prolongar la actividad de yacimientos que, bajo las condiciones económicas originales, enfrentan dificultades de continuidad.
El resultado de este esquema dependerá de que las inversiones comprometidas se concreten y produzcan mejoras verificables en los niveles de extracción, la eficiencia operativa y la sostenibilidad económica del área.
