El Gobierno redujo las retenciones al petróleo convencional
La reducción de retenciones al petróleo convencional impulsará la producción y el empleo en Santa Cruz
o.- El Gobierno Nacional oficializó, mediante el Decreto 59/2026, una modificación en el esquema de derechos de exportación aplicable al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales, una decisión que se espera tenga un impacto positivo y directo en la producción hidrocarburífera de Santa Cruz, particularmente en las áreas maduras de la Cuenca del Golfo San Jorge.
En la norma publicada este jueves, se establece un nuevo esquema de retenciones móviles que reduce o elimina el derecho de exportación cuando el precio internacional del crudo se ubica en valores medios o bajos, permitiendo aliviar la carga fiscal sobre la producción convencional, fijando un valor base de USD 65 por barril, por debajo del cual la alícuota es del 0%, y un valor de referencia de USD 80, a partir del cual se aplica una retención del 8%, con una escala progresiva entre ambos valores.
Desde el Gobierno de Santa Cruz se valoró la medida como clave para sostener la actividad petrolera convencional, que enfrenta un escenario complejo debido al agotamiento natural de los yacimientos, el aumento de los costos operativos y la pérdida de competitividad frente a otros desarrollos no convencionales y se espera que la medida nacional beneficie a los yacimientos maduros de la provincia y fortalezca la competitividad del sector hidrocarburífero.
En ese sentido, el gobernador Claudio Vidal había destacado que la reducción de retenciones era “una herramienta fundamental para defender la producción, el trabajo y la inversión en las provincias petroleras”, remarcando que sin este tipo de decisiones “la actividad convencional corre el riesgo de caer abruptamente, con consecuencias directas sobre el empleo y las economías regionales”.
Por su parte, el ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, señaló que la medida “le devuelve previsibilidad al sector y mejora la ecuación económica de los yacimientos maduros, permitiendo sostener equipos activos, reactivar pozos y promover nuevas inversiones en áreas donde la producción venía en declino”.
Asimismo, Álvarez subrayó que la provincia realizó gestiones ante el Gobierno Nacional para lograr este alivio fiscal, en el marco de un trabajo conjunto con otras provincias productoras y las empresas operadoras, con el objetivo de preservar la producción convencional y los puestos de trabajo asociados.
Santa Cruz concentra una parte significativa de la producción convencional del país, por lo que se consideró que esta decisión se presenta como un instrumento estratégico para evitar una mayor caída en los niveles de extracción, fortalecer la actividad en áreas maduras y garantizar el abastecimiento energético, al tiempo que se protege el entramado laboral y productivo de la provincia.
Desde el Ministerio de Energía y Minería se remarcó que la reducción de retenciones deberá traducirse en mayor inversión, sostenimiento del empleo y continuidad de la actividad, reafirmando el compromiso del Gobierno Provincial de defender los recursos naturales, el trabajo santacruceño y el desarrollo energético con una mirada federal.
(Gobierno de Santa Cruz)
Bajan los derechos de exportación al crudo de yacimientos convencionales
o.- A través del decreto 59/2026 publicado en el Boletín Oficial de la Nación, quedó oficializada este jueves una baja de los derechos de exportación al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales. En noviembre pasado, el gobernador Rolando Figueroa había firmado con autoridades nacionales el acta acuerdo para esta medida.
“Es una decisión que acompaña el esfuerzo que venimos realizando desde Neuquén para el sostenimiento de esta actividad”, afirmó el mandatario provincial en ese momento.
La Provincia de Neuquén fue la que inició este proceso que hoy tiene continuidad con el decreto nacional. En septiembre de 2025, junto con representantes de empresas y sindicatos, la Provincia constituyó la Mesa del Programa de Reactivación Hidrocarburífera Convencional, un ámbito de trabajo conjunto orientado a reactivar y optimizar la producción convencional de hidrocarburos en la Cuenca Neuquina.
El programa benefició a la industria liberando 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 tanto, el decreto publicado hoy en el Boletín Oficial de la Nación fijó nuevos valores para las retenciones, que quedaron en cero cuando el precio internacional del barril Brent sea igual o inferior a 65 dólares; 8%, cuando el precio sea igual o superior a 80 dólares; y una alícuota móvil para los valores intermedios, calculada mediante una fórmula específica.
Según los considerandos de la norma legal, las provincias han implementado medidas locales para mitigar estos problemas, como reducciones en regalías y canon en áreas maduras, reconversión de concesiones y acuerdos de alivio fiscal. Con esta medida se busca equilibrar el apoyo a la producción convencional frente al auge de los no convencionales en Vaca Muerta.
(Gobierno de Neuquén)
Milei bajó las retenciones al petróleo crudo de yacimientos convencionales
o.- El Gobierno nacional oficializó la reducción de los derechos de exportación al petróleo crudo convencional mediante el Decreto 59/2026. La medida busca frenar el declino productivo, sostener el empleo en cuencas maduras y mejorar la competitividad del sector hidrocarburífero, con fuerte impacto en provincias como Santa Cruz.
El presidente Javier Milei oficializó este jueves una baja de las retenciones al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales, una decisión largamente reclamada por las provincias petroleras y las empresas del sector ante la crisis de los reservorios maduros.
La medida quedó formalizada a través del Decreto 59/2026, publicado en el Boletín Oficial, y modifica el esquema vigente desde 2020, consignó La Opinión Austral.
El decreto establece un régimen diferencial de derechos de exportación para el crudo convencional, elevando los valores que determinan cuándo se aplican las alícuotas. El objetivo central es mejorar la rentabilidad de una actividad afectada por el agotamiento natural de los yacimientos, el aumento de costos operativos y la caída sostenida de la perforación.
Cómo quedan las retenciones al petróleo convencional
Con la nueva normativa, el Poder Ejecutivo fijó:
• Retención cero (0%) cuando el precio internacional del barril Brent sea igual o inferior a u$s 65.
• Retención del 8% cuando el precio sea igual o superior a u$s 80.
• Una alícuota móvil para los valores intermedios, calculada mediante una fórmula específica.
Hasta ahora, el esquema general activaba retenciones con precios mucho más bajos, lo que afectaba de manera directa a la producción convencional, especialmente en cuencas maduras como la del Golfo San Jorge.
Además, el decreto deja sin efecto para este tipo de crudo el régimen previsto en el Decreto 488/2020, que regía para el conjunto de las exportaciones petroleras.
Un alivio fiscal para yacimientos en crisis
El Gobierno justificó la medida en la situación crítica que atraviesa la producción convencional. En los considerandos del decreto se reconoce el declino estructural de los yacimientos, el impacto de los costos y la necesidad de sostener inversiones y empleo.
En ese contexto, las provincias petroleras avanzaron con reducciones de regalías, alivios fiscales y reconversiones de áreas maduras, mientras que las operadoras buscaron sostener niveles mínimos de actividad.
La baja de retenciones aparece ahora como el complemento nacional a esos esfuerzos.
La decisión tiene un impacto directo en Santa Cruz, una de las provincias más afectadas por el declino del petróleo convencional. Semanas atrás, el gobernador Claudio Vidal firmó con el Gobierno nacional un acuerdo que incluía el compromiso de avanzar en esta reducción de derechos de exportación, como parte de una estrategia integral para sostener la actividad.
Tal como informó La Opinión Austral, el entendimiento entre Nación y Santa Cruz apuntó a preservar puestos de trabajo, incentivar inversiones y evitar el cierre de yacimientos maduros, en un escenario de fuerte retracción productiva.
Con el nuevo decreto, ese compromiso se traduce en una norma concreta que mejora los números de las operadoras que producen crudo convencional en la provincia.
Plan Andes y reacción
Ante la salida de YPF de los pozos maduros para concentrarse en Vaca Muerta, el gobernador Claudio Vidal acordó la cesión de las áreas convencionales a la empresa estatal Fomicruz, quien la licitó en diciembre pasado. Desde entonces, las 10 áreas maduras de la Zona Norte de Santa Cruz son operadas por 6 empresas, quienes prometieron una inversión de u$s 1.259 M en Santa Cruz.
Las empresas Patagonia Resources S.A., Clear Petroleum S.A., Roch Proyectos S.A.U., Azruge S.A., Brest S.A. y Quintana E&P Argentina S.R.L., junto a Quintana Energy Investments S.A., serán las responsables de operar los yacimientos maduros ubicados en la Cuenca del Golfo San Jorge, con el compromiso de reactivar la extracción de crudo y generar empleo local.
El mapa de las áreas que cedió YPF y que FOMICRUZ licitó a seis empresas para continuar produciendo.
• Patagonia Resources S.A. opera el 100% de las áreas Los Perales – Las Mesetas, Los Monos y Barranca Yankowsky.
• Clear Petroleum S.A. tiene a su cargo Cañadón de la Escondida – Las Heras.
• Roch Proyectos S.A.U. se adjudicó Cerro Guadal Norte – Cerro Piedra, Cañadón Yatel y El Guadal – Lomas del Cuy.
• Azruge S.A. es responsable de Cañadón Vasco.
• Brest S.A. obtuvo Pico Truncado – El Cordón.
• Quintana E&P Argentina S.R.L. y Quintana Energy Investments S.A. se adjudicaron Cañadón León y Meseta Espinosa.
Control y diferenciación del crudo convencional
El Decreto 59/2026 también establece mecanismos de control para evitar desvíos. La Secretaría de Energía será la encargada de determinar qué proporción de cada exportación corresponde efectivamente a petróleo convencional, en función de la producción total por área de concesión.
De este modo, el beneficio fiscal queda limitado exclusivamente a los volúmenes que provienen de yacimientos convencionales, sin extenderse a otros tipos de producción.
Un sector clave rumbo a 2026
La medida se inscribe en un escenario desafiante para el petróleo argentino. De acuerdo con análisis recientes publicados por La Opinión Austral en el marco del Día del Petróleo, el sector enfrenta un 2026 con fuertes contrastes: crecimiento de los no convencionales y persistentes dificultades en las cuencas maduras.
En ese contexto, la baja de retenciones busca ganar tiempo y competitividad para una actividad que sigue siendo clave para provincias como Santa Cruz, tanto por su impacto económico como por su peso en el empleo.
Con este decreto, el Gobierno de Milei envía una señal clara al sector: el petróleo convencional tendrá un tratamiento fiscal diferenciado, en un intento por frenar su caída y sostener uno de los pilares históricos de la producción energética del país. (BAE, Buenos Aires, 29/01/2026)
El Gobierno redujo las cargas fiscales al petróleo de cuencas convencionales
o.- (Sofía Diamante) Se empezará a tributar cuando el precio del barril supere los u$s 65; la alícuota llegará a 8% si el valor internacional supera los u$s 80.
El Gobierno redujo las retenciones aplicadas a la producción convencional de petróleo, con el objetivo de reactivar las inversiones en las cuencas maduras, que muestran una sostenida caída en sus niveles de producción. En los últimos años, las principales compañías petroleras concentraron su capital en Vaca Muerta, donde los costos de la producción no convencional resultan sensiblemente más competitivos.
En un contexto de precios internacionales a la baja, a través del decreto 59, publicado ayer en el Boletín Oficial, el Poder Ejecutivo modificó los valores de referencia del crudo a partir de los cuales la producción convencional comienza a pagar derechos de exportación.
Para la exportación de petróleo de Vaca Muerta sigue el esquema vigente de retenciones móviles: la alícuota es cero cuando el precio internacional del barril se ubica en u$s 45, y asciende progresivamente al 8% cuando supera los u$s 60. Actualmente se encuentra en u$s 70, valor al que se disparó en los últimos días por la tensión en Irán.
Para el resto de las cuencas, en cambio, el nuevo esquema establece que las exportaciones comenzarán a tributar retenciones cuando el precio del barril supere los u$s 65, con una escala progresiva que alcanza el máximo del 8% recién cuando el valor internacional supera los u$s 80.
“La producción de hidrocarburos en el país proveniente de yacimientos convencionales atraviesa una situación compleja, producto del natural grado de agotamiento de los yacimientos, el incremento de los costos operativos y el impacto de las condiciones macroeconómicas internacionales”, dice el decreto.
Las retenciones al petróleo se implementaron en 2002 y, desde entonces, nunca llegaron a eliminarse por completo.
Impulsada por la decisión de YPF de desprenderse de sus activos maduros y concentrarse en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta, la industria petrolera atraviesa un punto de inflexión. El sector quedó dividido entre áreas de alta rentabilidad, ubicadas principalmente en la cuenca neuquina, y zonas de rentabilidad baja o media, distribuidas en el resto del país, donde predominan yacimientos con más de 50 años de historia.
Este nuevo mapa productivo obliga a un cambio de enfoque por parte de las autoridades provinciales y de los sindicatos, que deben adaptarse a márgenes de rentabilidad más estrechos para evitar una caída abrupta de la actividad en las cuencas maduras.
La producción no convencional se basa en la perforación horizontal de pozos –a diferencia de la perforación vertical tradicional– y en el uso del fracking, una técnica que consiste en inyectar grandes volúmenes de agua y arena para fracturar la roca y mantener abiertas las grietas que permiten la extracción de petróleo y gas.
Un pozo no convencional en Vaca Muerta cuesta, en promedio, unos u$s 12 M entre la perforación y la puesta en marcha. A lo largo de su vida productiva puede acumular cerca de 1,2M/b, lo que arroja un costo de perforación de alrededor de u$s 10 por barril. El mantenimiento ronda los u$s 3 por barril, de modo que el costo total por unidad se ubica en torno a los u$s 13. La inversión se recupera en un plazo de entre 18 y 24 meses, mientras que la vida útil del pozo se estima en unos 20 años.
En el caso del petróleo convencional, un pozo demanda una inversión cercana a u$s 4M, pero su producción total apenas alcanza los 120.000 barriles, es decir, apenas 10% de lo que rinde un pozo en Vaca Muerta.
Además, el costo de mantenimiento es mucho mayor en el primer caso. Además, el mantenimiento es considerablemente más costoso: alrededor de u$s 35 por barril. En conjunto, el costo total por unidad está entre u$s 55 y u$s 58, una diferencia significativa frente a los u$s 13 de la producción no convencional. Las brechas de rentabilidad entre ambos modelos son profundas.
Las grandes operadoras –como YPF, Vista Energy, Pan American Energy (PAE) y Tecpetrol, entre otras– destinan actualmente casi la totalidad de sus inversiones a Vaca Muerta, una formación que requiere fuertes desembolsos iniciales, pero ofrece márgenes de rentabilidad muy elevados.
Los yacimientos maduros, en cambio, quedan mayormente en manos de empresas más pequeñas, enfocadas en ser vicios de perforación y mantenimiento, con estructuras más livianas y una mayor flexibilidad operativa.
El año pasado, la Argentina produjo en promedio 861.000 b/d de petróleo, lo que representó un aumento cercano al 13% respecto de la oferta registrada en 2024, según datos de Economía y Energía (EyE).
El incremento de la oferta se explicó por el crecimiento interanual del 31% de la producción no convencional, concentrada en Neuquén, que compensó la caída del 13% registrada en el segmento convencional, localizado principalmente en Chubut, Santa Cruz y también en áreas maduras de Neuquén. (La Nación, Buenos Aires, 30/01/2026)
