La iniciativa busca sostener la actividad en el petróleo convencional frente a la tendencia del shale oil
El Gobierno nacional oficializó un alivio fiscal para la producción de petróleo convencional mediante el Decreto 59/2026, publicado en el Boletín Oficial. La medida apunta a sostener la actividad en yacimientos maduros de la Patagonia, frenar el declive estructural de estos campos, preservar el empleo y mejorar la competitividad de un segmento afectado por el agotamiento natural de los reservorios y el aumento de los costos operativos.
La norma modifica el esquema de derechos de exportación vigente desde el Decreto 488/2020, elevando los precios internacionales de referencia y ampliando el rango de barriles que pueden exportarse sin pagar retenciones. El objetivo es reforzar la viabilidad económica del petróleo convencional en un contexto de pérdida sostenida de producción en áreas históricas.
Cambios en el esquema de retenciones
El decreto actualiza los valores de referencia del precio del Brent, que determinan la alícuota de derechos de exportación. Se fija un Valor Base de 65 dólares por barril, frente a los 45 dólares del régimen anterior, y un Valor de Referencia de 80 dólares, cuando antes era de 60. El precio considerado seguirá siendo el promedio de las últimas cinco cotizaciones del ICE Brent de primera línea, publicado mensualmente por la Secretaría de Energía.
Con estos nuevos parámetros, el esquema queda definido de la siguiente manera: cuando el Brent sea igual o inferior a 65 dólares, la retención será del 0%; si alcanza o supera los 80 dólares, se aplicará la alícuota máxima del 8%; y entre ambos valores, la carga tributaria aumentará de manera gradual y proporcional al precio.
Este rediseño amplía significativamente el tramo en el que el petróleo convencional puede exportarse sin retenciones o con alícuotas reducidas, lo que representa un alivio concreto en escenarios de precios moderados o bajos, frecuentes en los últimos años.
Acuerdos con provincias y empresas
La medida surge de acuerdos entre el Ministerio de Economía, las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz, y la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH). Estas jurisdicciones ya habían avanzado en rebajas de regalías, reconversiones de concesiones y alivios fiscales locales para sostener la actividad en campos maduros, y el decreto busca complementar esos esfuerzos desde el plano nacional.
El foco está puesto en fortalecer la producción convencional, que enfrenta mayores dificultades frente al avance del desarrollo no convencional en Vaca Muerta.
Operadoras en áreas maduras
En las provincias alcanzadas por el beneficio operan numerosas empresas independientes y medianas, que ganaron protagonismo tras el retiro progresivo de YPF de yacimientos maduros. En Santa Cruz, particularmente en la Cuenca del Golfo San Jorge norte, desarrollan producción compañías como Patagonia Resources, Clear Petroleum, Roch Proyectos, Azruge, Brest, Quintana E&P Argentina y Quintana Energy Investments.
En Chubut se destacan Pan American Energy (PAE), principal productor convencional del país con campos como Cerro Dragón; PECOM en áreas como El Trébol-Escalante y Cañadón Perdido; Crown Point Energy en El Tordillo; y remanentes de YPF en proceso de transición.
En Neuquén y parte de Río Negro, si bien el foco productivo está en el no convencional, empresas como Petrolsur Energía, Oilstone Energía y participaciones menores de PAE o Vista Energy mantienen actividad en yacimientos convencionales.
Alcance y plazos
El decreto establece que el beneficio aplica exclusivamente al petróleo convencional, identificado bajo la posición arancelaria NCM 2709.00.10. El régimen vigente para el crudo no convencional, principalmente el producido en Vaca Muerta, se mantiene sin cambios.
Para evitar distorsiones o mezclas, la Secretaría de Energía contará con un plazo de 60 días para definir los mecanismos de certificación que permitan determinar la proporción real de crudo convencional en cada exportación. La norma entra en vigencia al día siguiente de su publicación, aunque sus efectos plenos dependerán de la reglamentación complementaria que emita el área energética.
