Las empresas concesionarias, operadoras o permisionarias que desarrollen actividades de exploración y producción hidrocarburífera deberán cuantificar y reportar sus emisiones de CO₂, CH₄ y N₂O, conforme a metodologías de reporte progresivas definidas en el procedimiento aprobado.
Neuquén
Subsecretaría de Cambio Climático.
Disposición 1/2026 (B.O.: 10/04/2026)
Asimismo, se crea una Comisión de Seguimiento, Revisión y Actualización del Programa de Monitoreo y Mitigación.
La norma aprueba el Procedimiento de Reporte de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) correspondiente al sector Upstream de la industria hidrocarburífera de la Provincia del Neuquén, en el marco del Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones en el Sector Hidrocarburífero establecido por la Resolución N° 258/2025.
La medida se inscribe dentro de los lineamientos previstos en la Ley Provincial N° 3454 de Régimen Provincial de Acción Climática, sancionada el 28 de agosto de 2024, que establece los principios, objetivos y herramientas para el desarrollo de políticas públicas destinadas a abordar la problemática del cambio climático en la provincia.
En este contexto, el procedimiento aprobado tiene por finalidad establecer el marco técnico y metodológico que deberán aplicar las empresas del sector hidrocarburífero para cuantificar, reportar y verificar las emisiones de gases de efecto invernadero generadas por sus actividades de exploración y explotación. En particular, se definen como gases prioritarios a reportar el dióxido de carbono (CO₂), el metano (CH₄) y el óxido nitroso (N₂O).
La disposición establece que los sujetos obligados, empresas concesionarias, operadoras o permisionarias que desarrollen actividades de exploración y producción hidrocarburífera en la provincia, deberán presentar reportes anuales de emisiones consolidados a nivel de activo o área de concesión, conforme a metodologías reconocidas internacionalmente y verificados por terceros independientes.
El procedimiento se focaliza en el sector Upstream por ser el de mayor incidencia en la cadena de valor: el sector hidrocarburífero representa aproximadamente el 50% de las emisiones totales de GEI de la Provincia del Neuquén, y dentro de esa cadena, el Upstream concentra el 85% de las emisiones de metano, conforme a datos de la Agencia Internacional de Energía (IEA, 2025).
Asimismo, el procedimiento define criterios técnicos para la delimitación de los límites organizacionales y operativos de los inventarios de emisiones, distinguiendo entre emisiones directas (Scope 1), asociadas a las operaciones propias de las instalaciones, y emisiones indirectas (Scope 2), vinculadas principalmente al consumo de energía adquirida.
En relación con las metodologías de cuantificación, la norma establece distintos niveles de reporte progresivos que abarcan desde estimaciones agregadas por categoría de fuente hasta mediciones detalladas por tipo de equipo o fuente emisora, incluyendo categorías como combustión estacionaria y móvil, venteos, quema en antorcha y emisiones fugitivas.
Asimismo, el procedimiento establece lineamientos para la identificación y clasificación de las distintas fuentes de emisión dentro de las instalaciones hidrocarburíferas, incluyendo equipos de combustión, sistemas de compresión, tanques de almacenamiento, venteos operativos, quema en antorcha y emisiones fugitivas provenientes de válvulas, conexiones y otros componentes del sistema.
La norma también prevé que los inventarios de emisiones deberán elaborarse conforme a metodologías y factores de emisión reconocidos internacionalmente, incluyendo los lineamientos del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC) y otras referencias técnicas utilizadas en el ámbito de la industria hidrocarburífera.
Por otra parte, se prevé la implementación gradual de estos niveles metodológicos mediante un cronograma de progresividad para el período 2025–2030, con el objetivo de mejorar la precisión y calidad de los datos reportados por las empresas del sector. En esta etapa inicial, los reportes correspondientes a los años 2025 y 2026 deberán presentarse con los formatos actualmente utilizados por las empresas, incorporando progresivamente las metodologías provinciales que serán definidas por la autoridad de aplicación.
La norma también contempla la implementación de programas de detección y reparación de fugas (LDAR) para la identificación y mitigación de emisiones fugitivas de metano en las instalaciones del sector, así como la utilización de estándares internacionales para el cálculo de potenciales de calentamiento global y factores de emisión.
Asimismo, se crea la Comisión de Seguimiento, Revisión y Actualización del Programa de Monitoreo y Mitigación, que tendrá por función asistir a la Autoridad de Aplicación en el análisis técnico del procedimiento, la evaluación periódica de su implementación y la propuesta de mejoras a los instrumentos técnicos y metodológicos utilizados para el reporte de emisiones.
Por último, la disposición establece una prórroga de 1 año para la etapa piloto del programa respecto de los segmentos Midstream (transporte, almacenamiento y procesamiento de gas) y Downstream (refinación), la cual se computará a partir de la entrada en vigencia de la presente medida.
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