La medida establece un esquema ligado al precio internacional del Brent y apunta a reducir la presión fiscal sobre las exportaciones desde yacimientos maduros y en declive, donde los costos crecen y la rentabilidad se encuentra cada vez más ajustada.
El Gobierno nacional avanzó con una modificación clave en el régimen de derechos de exportación -las retenciones– aplicado al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales.
Un decreto publicado este jueves en el Boletín Oficial se estableció un esquema diferenciado que elimina o ajusta las retenciones según la evolución del precio internacional del crudo Brent, con el objetivo de mejorar la competitividad de una actividad que muestra signos evidentes de desgaste estructural.
De esta manera, el Estado busca capturar parte de la renta en contextos favorables y, al mismo tiempo, evitar que la carga impositiva termine asfixiando la actividad cuando los precios internacionales se debilitan.
La medida, que impacta de manera directa en las principales provincias productoras de crudo convencional —Chubut, Santa Cruz y Río Negro—, responde a un compromiso político asumido meses atrás con los gobernadores patagónicos que venían pidiendo este alivio fiscal, y se inscribe en una estrategia más amplia para sostener inversiones y empleo en áreas maduras, muchas de ellas recientemente abandonadas por YPF, quien priorizó concentrar su inversión en el shale de Vaca Muerta.
Un nuevo esquema atado al precio internacional
Hasta ahora, las exportaciones de petróleo crudo estaban alcanzadas de manera uniforme por una alícuota del 8%.
Con la nueva normativa, el esquema se vuelve más flexible y dependiente de la cotización internacional. El decreto fija un valor base de 65 dólares por barril: cuando el precio del Brent se ubique en ese nivel o por debajo, las exportaciones quedarán exentas del pago de retenciones.
En el extremo opuesto, si la cotización supera los 80 dólares por barril, se aplicará nuevamente una alícuota fija del 8%.
Entre ambos valores, el régimen prevé un sistema móvil, con una fórmula que ajustará los derechos de exportación en función de la evolución del precio.
De esta manera, el Estado busca capturar parte de la renta en contextos favorables y, al mismo tiempo, evitar que la carga impositiva termine asfixiando la actividad cuando los precios internacionales se debilitan.
El contexto productivo que explica la decisión
En los fundamentos del decreto, el Gobierno reconoce que la producción de hidrocarburos convencionales atraviesa un escenario complejo.
El agotamiento natural de los yacimientos, el incremento sostenido de los costos operativos y el impacto de las condiciones macroeconómicas globales conforman un combo que pone en jaque la viabilidad de numerosos proyectos.
En ese marco, las provincias productoras vienen aplicando distintas herramientas para sostener la actividad: reducción de regalías en áreas maduras, alivios en cánones, reconversión de concesiones y acuerdos específicos con las empresas operadoras.
Estas políticas apuntan a preservar el empleo local y evitar el cierre anticipado de campos que todavía pueden aportar volúmenes relevantes al abastecimiento energético.
La Nación, según plantea la norma, busca ahora acompañar esos esfuerzos provinciales mediante una adecuación de los instrumentos fiscales, entendiendo que la competitividad del sector depende tanto de las decisiones empresariales como del marco regulatorio y tributario.
Un acuerdo político con antecedentes recientes
La decisión oficial tiene un antecedente directo en una reunión realizada en noviembre pasado, de la que participaron autoridades nacionales, representantes del sector energético y el gobernador de Chubut, Ignacio Torres.
En ese encuentro se firmó un acta acuerdo que sentó las bases del nuevo esquema y fue presentado como un primer paso para reducir la presión fiscal sobre la industria convencional.
Torres había remarcado entonces la importancia estratégica de la iniciativa y alertado sobre un escenario que se buscaba evitar: la necesidad de importar crudo convencional en el mediano plazo, con el consiguiente impacto sobre los precios internos de los combustibles.
Según explicó, las proyecciones oficiales indicaban que, sin medidas correctivas, esa situación podría materializarse en un plazo de pocos años.
Desde el gobierno, en tanto, en ese momento informaron que Chubut era el primera paso para avanzar hacia una medida que se ampliaría a otras provincias productoras.
Desde el sector empresario, en tanto, la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) respaldó la medida, aunque con matices.
La entidad venía advirtiendo que la explotación convencional se encuentra en una etapa de alta fragilidad operativa, con un marcado declino de la producción y numerosos yacimientos en riesgo de quedar inactivos en el corto plazo.
El alivio fiscal en torno a este punto, si bien no resuelve el problema de fondo, da un marco claro y estable que podría favorecer nuevas inversiones en los campos maduros.
Costos en alza y márgenes cada vez más ajustados
Uno de los principales problemas que enfrenta el segmento convencional es el nivel de costos. De acuerdo con informes técnicos del sector, el costo de extracción —lifting cost— se ubica, según la cuenca, entre 35 y 45 dólares por barril.
Estos valores reflejan la necesidad de realizar inversiones crecientes para contrarrestar el declino natural de los pozos y mantener niveles mínimos de producción.
A este cuadro se suma la evolución desfavorable de los precios. El valor promedio del petróleo, considerando tanto el mercado interno como el externo, pasó de alrededor de 72 dólares por barril a comienzos de 2024 a unos 62 dólares en el promedio del segundo trimestre de 2025.
Esa caída, cercana al 15%, redujo de manera significativa los ingresos por ventas y dejó a muchos proyectos con márgenes prácticamente nulos o directamente negativos.
