Mendoza sigue los pasos de Chubut: baja las regalías petroleras para sostener la actividad
La provincia de Mendoza redujo del 12% al 6% las regalías de un yacimiento operado por PCR, a cambio de inversiones y una garantía. Chubut aplica beneficios en distintas áreas, algunos hasta 2051. Cuánto dejan de cobrar las provincias y qué exigen a las empresas.
Mendoza decidió cobrar la mitad de las regalías por el petróleo de El Sosneado, un yacimiento operado por Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), en San Rafael. La medida sigue una política que Chubut viene aplicando en sus áreas maduras: reducir lo que pagan las empresas para incentivar inversiones y sostener la actividad.
El Decreto 2202, publicado el viernes 6 de noviembre, bajó la tasa del 12% al 6%. Sobre una misma base de cálculo de 100 dólares de petróleo producido, Mendoza pasa de recibir 12 dólares a cobrar seis.
A cambio, PCR comprometió 2,2 millones de dólares de inversiones entre 2026 y 2032, destinados a reparar pozos, mejorar instalaciones e impulsar la recuperación de petróleo mediante inyección de agua. También deberá constituir una garantía de 440.000 dólares. Si incumple las condiciones previstas, la provincia podrá ejecutar esa garantía y dejar sin efecto el beneficio.
El argumento es el deterioro del yacimiento: según los antecedentes técnicos difundidos, su producción cae entre un 20% y un 25% anual desde 2019. En octubre de 2025, casi el 89% del líquido extraído era agua. Es un problema conocido en el Golfo San Jorge, donde obtener petróleo exige manejar cada vez más agua y mayores costos.
En Chubut, las rebajas tienen antecedentes en el programa de promoción petrolera creado en 2021. No existe una única tasa reducida para todas las empresas: los beneficios cambian según el área y el proyecto.
En La Tapera y Puesto Quiroga, el Decreto 1068/2022 fijó regalías del 6% por diez años para la producción de nuevos pozos vinculados al proyecto presentado por Tecpetrol, que se perforen hasta julio de 2027 inclusive.
En Manantiales Behr, el Decreto 418/2023 estableció el 6% hasta septiembre de 2031 para la producción adicional de determinados pozos del proyecto Grimbeek Norte II, presentado por YPF. Ninguno de esos beneficios comprende automáticamente toda la producción de las áreas.
El acuerdo más reciente con Pecom en Escalante-El Trébol tiene mayor alcance. El Decreto 325/2025 estableció el 9% para la producción básica y el 6% para la incremental hasta marzo de 2035. Esta última incluye la producción terciaria identificada en el anexo y todo lo obtenido por encima de la curva básica prevista para el área.
La norma describe inversiones comprometidas por 204,9 millones de dólares, con perforaciones, reparaciones e instalaciones. Son compromisos: su inclusión en el decreto no acredita que todo el dinero ya se haya invertido.
Aquí aparece una diferencia con Mendoza. El decreto de Pecom no establece una garantía equivalente a la exigida a PCR ni una cláusula expresa de regreso al 12% por incumplir las inversiones. Ese retorno está previsto por el vencimiento del beneficio en 2035. Sin embargo, el texto vincula su continuidad desde noviembre de 2027 al cumplimiento de condiciones de un acuerdo anterior.
En Restinga Alí, el área que dejó YPF, Chubut fue más lejos en el plazo: fijó regalías del 5% por 25 años, hasta 2051, tanto para la operación transitoria como para una futura concesión u operador.
La diferencia es importante: a igual precio del petróleo, pasar del 12% al 5% exige producir 2,4 veces más para que la Provincia recaude lo mismo. Es una comparación matemática, no una proyección sobre el futuro del yacimiento.
Para Chubut, las regalías son un ingreso central: representaron entre el 20% y el 26% de sus recursos totales entre 2021 y 2025, según el prospecto de deuda provincial.
Los datos recientes también muestran el peso del precio. Entre enero y noviembre de 2025, las regalías petroleras cayeron un 14,7% interanual. Pero entre enero y agosto de 2026 aumentaron un 10,9%, hasta los 261,4 millones de dólares, según publicó El Extremo Sur con datos de la Secretaría de Energía. La recuperación del precio permitió mejorar la recaudación mientras la producción provincial seguía descendiendo.
Ese repunte no demuestra por sí solo que las rebajas hayan funcionado. Para evaluar los beneficios hay que revisar cada proyecto: cuánto se invirtió, cuánto produjo y qué empleo sostuvo.
Las provincias ya definieron cuánto menos cobrarán por el petróleo alcanzado por las rebajas. Lo que las empresas prometieron a cambio debe comprobarse con inversiones ejecutadas, actividad y puestos de trabajo.
