La reducción de derechos de exportación para el crudo convencional ya cuenta con su marco operativo. A través de la Resolución 42/2026, la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, estableció el procedimiento técnico y administrativo para aplicar el esquema diferencial previsto en el Decreto 59/2026, una medida que busca sostener la actividad en yacimientos maduros y mejorar la competitividad de las exportaciones.
Baja de retenciones al petróleo convencional: cómo funciona la nueva reglamentación y qué cambia para las exportaciones
En la práctica, se trata del paso clave para que el régimen pueda aplicarse efectivamente en cada operación de exportación de crudo.
-
Exportaciones energéticas arrancan 2026 con caída de precios y el superávit se sostiene por menos importaciones
-
En EEUU prevén petróleo más barato hasta 2027 y estabilización en el precio del gas
Al reducir la presión fiscal efectiva, el Gobierno apunta a mejorar los márgenes de exportación, evitar la caída de producción y mantener niveles de inversión y empleo.
La norma, firmada por la secretaria María Carmen Tettamanti y publicada en el Boletín Oficial, no introduce cambios en las alícuotas en sí mismas, sino que define con precisión cómo deben calcularse y validarse los volúmenes alcanzados por el beneficio. En la práctica, se trata del paso clave para que el régimen pueda aplicarse efectivamente en cada operación de exportación.
Un esquema que reduce la carga cuando los precios no son altos
El régimen diferencial se apoya en los parámetros fijados por el Decreto 59/2026, que modificó la estructura vigente desde 2020 para el crudo convencional.
El nuevo esquema eleva los umbrales de precios a partir de los cuales se activan las retenciones, lo que en la práctica reduce la carga tributaria en un escenario de precios internacionales moderados.
El derecho de exportación queda determinado por el precio internacional del Brent y se mueve dentro de tres situaciones:
-
0% cuando el precio está en o por debajo de u$s 65 por barril
-
una alícuota creciente cuando se ubica entre u$s 65 y u$s 80
-
hasta 8% cuando supera los u$s 80
Este diseño busca dar previsibilidad y proteger la rentabilidad de los productores en contextos de precios menos favorables, sin resignar completamente la captación de renta cuando el mercado es más alcista.
A quiénes beneficia esta medida
La reducción de retenciones al petróleo convencional impacta principalmente en las provincias con mayor peso de yacimientos maduros, donde la rentabilidad es más sensible a la carga fiscal. En ese grupo se destacan Chubut, Santa Cruz y Neuquén, que además participaron de los acuerdos con el Gobierno nacional para sostener la actividad.
También podrían beneficiarse, aunque con menor volumen exportador, Mendoza, Río Negro y Tierra del Fuego, donde el convencional sigue teniendo un rol relevante en la estructura productiva.
Desde el punto de vista geológico, el incentivo se concentra en las principales cuencas convencionales del país: la Cuenca del Golfo San Jorge, la más beneficiada por ser el corazón del crudo convencional argentino; la Cuenca Austral, clave para Santa Cruz y Tierra del Fuego; la Cuenca Neuquina, en su segmento no convencional; y la Cuenca Cuyana en Mendoza.
En todas ellas, la mejora del esquema impositivo apunta a sostener producción, extender la vida de campos maduros y preservar empleo e inversión en economías regionales fuertemente ligadas al petróleo.
Cómo se determina el volumen alcanzado
Uno de los puntos centrales de la resolución es el mecanismo para identificar qué parte de las exportaciones puede acceder al beneficio. El criterio es que el régimen se aplica únicamente a la proporción de petróleo convencional dentro de la producción total de cada área.
Para ello, las empresas deben presentar declaraciones juradas con datos de producción, participación en concesiones y volúmenes exportados. Con esa información, la autoridad de aplicación calcula un porcentaje ponderado de crudo convencional y lo aplica al volumen exportado. Una vez validado el proceso, se emite un certificado complementario al permiso de embarque que habilita la alícuota reducida.
El esquema está dirigido a productores de petróleo convencional y también a exportadores que comercialicen crudo adquirido a terceros, siempre que puedan acreditar el origen y cumplir con los requisitos de información.
La reglamentación incluso contempla la cesión del beneficio entre empresas bajo ciertas condiciones, lo que introduce mayor flexibilidad operativa.
El objetivo de fondo: sostener los yacimientos maduros
La medida forma parte de una estrategia más amplia acordada entre el Estado nacional, provincias productoras y empresas para sostener la actividad en campos convencionales, que enfrentan mayores costos y declino natural frente al avance del no convencional.
Al reducir la presión fiscal efectiva, el Gobierno apunta a mejorar los márgenes de exportación, evitar la caída de producción y mantener niveles de inversión y empleo en regiones petroleras tradicionales.
En términos económicos, el impacto esperado es doble: por un lado, mejorar el flujo de caja de los operadores y la competitividad del crudo argentino en el mercado internacional; por otro, preservar la actividad en segmentos del upstream que siguen siendo relevantes para el abastecimiento y las economías provinciales.
La Resolución 42/2026 no solo reglamenta un cambio tributario, sino que se convierte en la herramienta operativa que permite poner en marcha un incentivo clave para el petróleo convencional, un recurso fósil no renovable -mezcla natural de hidrocarburos formada hace millones de años- que continúa siendo la base de la producción de combustibles y derivados petroquímicos.
Dejá tu comentario