Producción convencional bajo la lupa: qué hacen otros países y qué propone la Argentina

En un contexto de declino natural de los yacimientos convencionales y creciente protagonismo de los desarrollos shale, la producción de hidrocarburos convencionales sigue siendo clave en muchos países del mundo.

Tanto por su aporte a la seguridad energética como por su impacto socioeconómico regional, diversos gobiernos han implementado regímenes específicos de promoción para mantener activa la operación en cuencas maduras, marginales o de difícil acceso.

Argentina no es ajena a este desafío. La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) presentó recientemente un proyecto de Régimen de Reactivación de la Producción Convencional, que propone una batería de medidas fiscales, contractuales y operativas para evitar el abandono anticipado de campos con potencial remanente y recuperar niveles de inversión.

Para fundamentar la propuesta, el documento toma como referencia experiencias internacionales ya consolidadas en países productores como Brasil, Canadá y Estados Unidos, donde la intervención del Estado se orienta a sostener el empleo, maximizar la renta petrolera y extender la vida útil de activos energéticos estratégicos.

Brasil: regalías y contratos más largos

El caso brasileño se destaca por una política proactiva orientada a campos maduros. La Agencia Nacional de Petróleo (ANP) autoriza reducciones de regalías para pozos de baja producción, siempre que se presenten planes de inversión o recuperación secundaria. A esto se suman: extensión de contratos de producción; sistema de licencias continuo para campos marginales y simplificación regulatoria para pequeños operadores, tras la salida progresiva de Petrobras de esos activos.

El foco está puesto en atraer inversiones, revitalizar infraestructura y garantizar que los campos con remanente sigan generando ingresos fiscales y empleo.

Canadá: créditos, regalías diferenciadas 

En provincias como Alberta y Saskatchewan, se aplican esquemas de regalías preferenciales para pozos maduros y tecnologías de recuperación mejorada. Además hay programas como el Site Rehabilitation Program y el Accelerated Site Closure Program financian el cierre responsable de pozos inactivos; se otorgan créditos fiscales para modernización, mitigación ambiental y eficiencia operativa; y programas tecnológicos como el Clean Resource Innovation Network apuntan a reducir emisiones y sostener la producción.

EE.UU.: beneficios fiscales y permisos ágiles

La potencia petrolera más grande del mundo también promueve su producción convencional con herramientas específicas, como:

• La deducción porcentual por agotamiento, que permite descontar parte de los ingresos como compensación por el desgaste del recurso.
• La deducción total de costos de perforación intangibles (IDC) en el año en que se incurre.
• Reducción de regalías para pozos marginales en tierras federales.
• Aceleración de permisos para reacondicionamientos y nuevos pozos en áreas maduras.

A nivel estadual, se suman exenciones impositivas, créditos fiscales y líneas de financiamiento para productores independientes.

Qué propone la CEPH

En línea con estas experiencias, la CEPH propone un Régimen de Reactivación de la Producción Convencional que contemple incentivos económicos, desburocratización y mejoras operativas. Entre sus principales ejes se destacan:

• Reducción de regalías al 6% o implementación de un régimen dinámico según producción.
• Eliminación de derechos de exportación y aranceles a la importación de bienes del sector.
• Amortización acelerada y deducciones adicionales en Ganancias para tecnologías de recuperación.
• Estabilidad normativa y fiscal por 30 años.
• Creación de una Ventanilla Única Digital, plazos máximos de respuesta y aplicación del silencio positivo.
• Estímulo al trabajo multifunción y capacitación técnica con dotaciones optimizadas.

La iniciativa busca recuperar pozos de baja productividad, evitar el deterioro de la infraestructura existente y sostener el empleo y la recaudación en provincias productoras.

Aunque el desarrollo no convencional —especialmente en Vaca Muerta— se ha convertido en el gran motor del sector energético argentino, el 40% del petróleo y más del 60% del gas natural aún proviene de yacimientos convencionales.

Estos recursos no solo son fundamentales para el parque de refinación y la cobertura de la demanda interna, sino que representan una fuente insustituible de empleo, ingresos fiscales y desarrollo regional, especialmente en provincias como Chubut, Santa Cruz, Mendoza, La Pampa y Tierra del Fuego.