El Poder Ejecutivo oficializó un nuevo régimen de derechos de exportación destinado exclusivamente al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales, a través del decreto 59/2026. La normativa, que se visibilizó a fines del año pasado a partir del planteo de gobernadores patagónicos a la Casa Rosada, busca dotar de mayor competitividad a un sector que enfrenta un «declino estructural» debido al agotamiento natural de las áreas y al incremento de los costos operativos en la Argentina.
“Es una decisión que acompaña el esfuerzo que venimos realizando desde Neuquén para el sostenimiento de esta actividad”, había afirmado el mandatario de Neuquén, Rolando Figueroa, en en noviembre.
Si bien el nuevo esquema supone en los hechos una baja respecto de los valores vigentes actualmente, no implica la eliminación de retenciones como habían dejado entrever el ministro de Economía, Luis Caputo, y el ahora jefe de Gabinete, Manuel Adorni. De hecho, con la cotización de US$ 68 que registró el barril de crudo Brent este jueves la retención no será cero.
Los nuevos valores de los derechos de exportación
Si el precio internacional basado en el promedio del Brent se sitúa por debajo de los US$65, la alícuota de exportación será del 0 por ciento. En el extremo opuesto, si el precio iguala o supera los 80 dólares, se aplicará un derecho del 8%. Para valores intermedios, se utilizará una fórmula polinómica de ajuste.
El decreto que se publicó hoy en el Boletín oficial representa un alivio fiscal en comparación con el régimen anterior, que fijaba 0% si la cotización del barril perforaba los US$ 45 y saltaba al 8% recién cuando superaba el techo de US$ 60. Según los considerandos de la norma, este cambio responde a acuerdos suscriptos entre el Ministerio de Economía, la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz.
Sin embargo, el Gobierno se mantiene en la postura de no reducir las retenciones para las exportaciones del shale oil, es decir proveniente de campos no convencionales de Vaca Muerta. Así lo había adelantado el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, al participar a comienzos de diciembre en el Energy Day de EconoJournal.
González afirmó que «el Gobierno no va a reducir las retenciones al petróleo no convencional de manera inmediata, más allá de la certeza de que es un mal impuesto«. Esa posibilidad, reseñó el funcionario, está supeditada a que el país crezca y se siga atacando el gasto público para seguir reduciendo gravámenes.
Por el contrario, el objetivo central de la medida de hoy no solo responde al reclamo de los gobernadores por el declino natural, sino también por la caída de los precios internacionales que recorrió todo 2025. De esta manera se busca acompañar los esfuerzos provinciales, que ya incluían reducciones en regalías y cánones para preservar la continuidad de las empresas, las inversiones y el empleo en áreas maduras.
Fórmulas y controles
Para garantizar la transparencia en la aplicación del beneficio, la Secretaría de Energía determinará los volúmenes correspondientes mediante el cálculo del porcentaje de producción convencional sobre el total de cada área de concesión. La normativa entrará en vigencia plena una vez que se dicten las reglamentaciones complementarias, para lo cual la autoridad de aplicación dispone de un plazo máximo de 60 días.
Para la determinación de la alícuota, el decreto prevé tres escenarios posibles basados en el Precio Internacional (PI) que publicará mensualmente la Secretaría de Energía. Se fija una alícuota del 0 % cuando el PI sea igual o inferior al valor base de 65 dólares, y un tope del 8 % cuando el PI alcance o supere los 80 dólares.
En el caso de que el precio se ubique entre ambos valores, se aplicará una fórmula matemática específica que permite una transición proporcional del tributo, evitando saltos bruscos en la carga fiscal durante las fluctuaciones del mercado global.
Este diseño asegura que la carga tributaria escale de forma progresiva a medida que mejora el precio, evitando que un pequeño incremento en la cotización internacional licue la rentabilidad por un salto brusco de impuestos. En el gobierno se planteaba como una herramienta de sintonía fina para proteger el flujo de caja en pozos de baja productividad.
El antecendete del acuerdo
En septiembre del año pasado, Neuquén había avanzado con una primera medida para sostener el nivel de actividad en campos maduros, mediante la constitución de una Mesa del Programa de Reactivación Hidrocarburífera Convencional que liberó a las empresas del pago de Ingresos Brutos sobre la actividad convencional y con una reducción de la alícuota de regalías de 3 puntos (llevándola del 15 al 12 por ciento). En la mismo dirección, a fines del año pasado el ministro de Economía, Luis Caputo; firmó un acuerdo con el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, y el presidente de la CEPH, Carlos Ormachea, para incentivar la explotación de campos maduros.
Con la presencia del jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro del Interior, Diego Santilli, se evidenció que el acuerdo incluía la necesidad de sumar apoyos en el Congreso para aprobar distintas reformas que impulsa el gobierno.
El gobernador Torres detalló que la medida tendrá un impacto estimado de US$ 370 millones que se reinvertirán en la industria: «Esto significa más actividad, más producción y, sobre todo, más empleo para miles de familias que viven del trabajo energético en nuestra provincia», dijo en aquella oportunidad.
Chubut, por su parte, se comprometía a trabajar en un esquema de regalías diferenciales para los campos maduros que también colabore con la reactivación de la producción convencional, junto con una reducción de algunos impuestos provinciales, como ingresos brutos. Días después se sumaron al acuerdo las provincias de Santa Cruz y de Neuquén, en similares condiciones.
