El Gobierno nacional oficializó un alivio fiscal para la producción de petróleo convencional a través del Decreto 59/2026, publicado en el Boletín Oficial. La medida está dirigida específicamente a los yacimientos convencionales —conocidos como áreas maduras— y apunta a frenar el declive estructural de estos campos, preservar 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 introduce cambios clave en el esquema de derechos de exportación que regía desde 2020, estableciendo nuevos umbrales de precios internacionales para determinar la alícuota de retenciones. La lógica es clara: ampliar la "zona de respiro" para los productores más pequeños y medianos que operan en cuencas con altos costos de extracción.
El nuevo esquema de Retenciones: Brent y alícuotas
La principal novedad del decreto es la actualización de los valores de referencia del precio del Brent, que determinan el nivel de derechos de exportación. El rediseño amplía de manera significativa el tramo en el cual la producción convencional puede exportar sin pagar retenciones o abonando niveles reducidos.
El esquema queda definido de la siguiente manera:
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Brent igual o inferior a u$s65: Retención del 0%, sin derechos de exportación (antes el Valor Base era de u$s45).
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Brent igual o superior a u$s80: Se aplica la alícuota máxima del 8% (antes el Valor de Referencia era de u$s60).
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Entre u$s65 y u$s80: La alícuota aumenta de forma gradual y proporcional al precio.
Un pacto federal con operadoras independientes
La medida surge de acuerdos suscriptos entre el Ministerio de Economía, las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz, y la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH). Es un complemento a los esfuerzos locales, donde las provincias ya habían avanzado en rebajas de regalías.
En este nuevo escenario, ganan protagonismo las empresas independientes y medianas que ocuparon el espacio dejado por el retiro progresivo de YPF de los yacimientos maduros. En Santa Cruz operan firmas como Patagonia Resources, Clear Petroleum y Roch; en Chubut se destacan Pan American Energy (PAE) —con el gigante Cerro Dragón— y PECOM; mientras que en Neuquén, operadoras como Oilstone Energía mantienen la vigencia del convencional.
Certificación y vigencia: Blindaje contra el "shale"
Para evitar que el petróleo de Vaca Muerta (no convencional) se beneficie de este alivio, la Secretaría de Energía tendrá un plazo de 60 días para definir los mecanismos de certificación. El beneficio aplica exclusivamente a la posición arancelaria NCM 2709.00.10. La norma entra en vigencia de inmediato, aunque su impacto pleno dependerá de la reglamentación técnica que determine la proporción real de crudo convencional en cada exportación.