El Ejecutivo nacional envió al Congreso un proyecto de ley que propone eliminar el decreto 929/2013 y otros regímenes promocionales del sector hidrocarburífero, con el objetivo de concentrar los beneficios en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La iniciativa mantiene los derechos adquiridos por las empresas ya adheridas.
El Gobierno nacional envió al Congreso un proyecto de ley con medidas para el sector energético que incluye la derogación del decreto 929/2013, conocido en la industria como “decreto Chevron”, una norma que fue clave para el desembarco de Chevron junto a YPF en Loma Campana y para el desarrollo inicial de Vaca Muerta a gran escala.
La iniciativa también propone eliminar los artículos 19 a 22 de la Ley 27.007, que ampliaron los beneficios previstos por ese decreto, y el decreto 277/2022, que creó mecanismos de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo y gas. El argumento oficial es que esos instrumentos cumplieron una función en un contexto anterior, marcado por restricciones cambiarias y dificultades para atraer grandes inversiones.
En el mensaje elevado al Congreso, el Ejecutivo sostuvo que “si bien las referidas normativas fueron instrumentos adecuados”, corresponde finalizarlas porque “otorgan beneficios que el Estado nacional no puede continuar sosteniendo”. La Casa Rosada plantea que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) ya ofrece un marco suficiente para los proyectos de escala en hidrocarburos.
Ese esquema contempla beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios, además de estabilidad jurídica de largo plazo para las inversiones que cumplan con los requisitos previstos en la normativa. En ese sentido, el Gobierno busca evitar la superposición de regímenes promocionales y ordenar los incentivos para nuevas inversiones bajo una sola herramienta.
La decisión tiene impacto directo en Vaca Muerta, donde las operadoras sostienen sus planes de expansión sobre la base de acceso a divisas, capacidad de exportación, infraestructura de evacuación y reglas de largo plazo. El decreto 929/2013 creó el Régimen de Promoción de Inversión para la Explotación de Hidrocarburos. La norma permitía a los proyectos con inversiones superiores a US$ 1.000 millones en cinco años disponer libremente del 20% de la producción para exportaciones y quedar eximidos del pago de derechos de exportación sobre ese volumen.
Ese régimen fue asociado desde su origen al acuerdo entre YPF y Chevron para desarrollar Loma Campana, en Neuquén. El proyecto fue cuestionado políticamente en su momento, pero terminó funcionando como uno de los instrumentos que habilitó el desarrollo masivo del shale oil argentino.
El proyecto oficial no eliminaría los derechos adquiridos por las empresas que ya ingresaron al régimen. De aprobarse la ley, los beneficiarios actuales del decreto 929/2013 mantendrían la posibilidad de exportar el 20% de su producción sin retenciones hasta que se cumplan las causales de cese previstas en la normativa original. Ese punto resulta central para evitar un conflicto jurídico con compañías que ya estructuraron inversiones bajo ese marco.
Según la información publicada por medios especializados, las adhesiones vigentes alcanzan a proyectos como Loma Campana y La Amarga Chica, dos áreas vinculadas al crecimiento del petróleo no convencional en la Cuenca Neuquina. La Ley 27.007, sancionada en 2014, extendió parte de esos beneficios a proyectos con inversiones menores, de US$ 250 millones en tres años, con alcance sobre desarrollos convencionales, no convencionales y offshore. El decreto 277/2022, en tanto, creó el RADPIP y el RADPIGN, dos regímenes destinados a facilitar el acceso a divisas para quienes incrementaran la producción de petróleo y gas.
Para Vaca Muerta, la discusión legislativa abre una etapa de transición entre el régimen que impulsó los primeros desarrollos masivos y el esquema que el Gobierno busca consolidar a través del RIGI. La clave estará en si el nuevo marco logra reemplazar los incentivos anteriores sin generar incertidumbre sobre proyectos nuevos. El debate también se produce en un momento en el que la producción no convencional sostiene el crecimiento petrolero del país y las compañías proyectan nuevas inversiones para ampliar la extracción, el transporte y la exportación.
En ese contexto, el acceso a divisas y la estabilidad normativa siguen siendo variables centrales para las decisiones empresarias. El proyecto incluye otros capítulos energéticos. Entre ellos, la reducción de subsidios por zona fría ampliados en 2021, un esquema de compensación de deudas con Edenor y Edesur, y la extensión de beneficios para energías renovables, con estabilidad fiscal por 20 años.