El Gobierno finalmente aprobó un nuevo esquema arancelario para las exportaciones de crudo de áreas maduras, tal como había acordado con las provincias productoras en los últimos meses de 2025. A través del Decreto 59/2026, el Poder Ejecutivo elevó los umbrales de precios para el cobro de derechos de exportación, una medida busca aportar alivio a la ecuación económica de los yacimientos tradicionales y frenar el declino de los yacimientos tradicionales.
El Boletín Oficial de este jueves presenta una de las medidas más esperadas por el sector energético en el inicio de este año, que estableció un tratamiento diferenciado para los derechos de exportación aplicables al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales. El objetivo central reside en otorgar competitividad a una actividad que, según advierten desde la industria, operaba con márgenes de rentabilidad nulos.
La nueva norma modifica el esquema móvil que regía desde 2020. El cambio fundamental radica en la actualización de los valores de referencia que disparan el cobro del tributo, adaptándolos a la estructura de costos actual de las cuencas maduras de la Argentina.
A partir de la entrada en vigencia del decreto, los nuevos parámetros para el crudo convencional son un Valor Base (VB) de US$65 por barril, con lo cual mientras el precio internacional (Brent) se ubique por debajo de este nivel, la alícuota de derechos de exportación será del 0%. A la vez, establece un nuevo Valor de Referencia (VR) de US$80 por barril, de manera que si el precio internacional supera este techo, se aplicará la alícuota máxima del 8%.
También se ratifica como parte del nuevo esquema de cálculo que para precios situados entre los US$65 y US$80, se aplicará una fórmula de cálculo proporcional. Hasta hoy -el decreto entra en vigencia mañana viernes-, el esquema general que todavía rige para el shale oil establecía estos límites en US$45 y US$60, respectivamente. Este «corrimiento» de 20 dólares representa un alivio fiscal directo para las operadoras que producen en reservorios tradicionales.
La publicación de este decreto representa el cierre de un proceso de diálogo iniciado en el último trimestre de 2025. Durante ese período, el Ministerio de Economía suscribió diversas Actas Acuerdo con las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz, además de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH).
En dichos encuentros, los gobernadores patagónicos expusieron la urgencia de sostener el empleo en áreas donde el declino natural de los pozos y el aumento de los costos operativos ponían en riesgo la continuidad de las inversiones. Las provincias ya venían realizando esfuerzos mediante la reducción de regalías y alivios fiscales locales; en consecuencia, el Estado Nacional asumió el compromiso de acompañar con la adecuación de los instrumentos federales.
La situación técnica que motivó este cambio normativo quedó plasmada en los recientes informes de la CEPH. Según la entidad, la explotación convencional enfrentaba una ecuación económica «muy ajustada o negativa». La Cámara precisó que el lifting cost oscila entre los US$34 y US$45 dólares por barril. Si a esto se le suma una reducción de US$10 dólares en el precio de venta registrada en el último año y la carga impositiva previa, el incentivo para abrir nuevos pozos era inexistente.
Las cifras del sector durante 2025 evidencian la importancia estratégica de este segmento, ya que poco más del 30% del petróleo y del gas producidos en el país provinieron de fuentes convencionales. Las exportaciones de este tipo de crudo generaron ingresos por US$1.700 millones, representando un quinto del total de las ventas externas del sector hidrocarburífero.
El decreto encomendó a la Secretaría de Energía la redacción de las normas complementarias en un plazo de 60 días. Será esta dependencia la encargada de fiscalizar, mediante una auditoría por área de concesión, que el beneficio se aplique estrictamente a la proporción de petróleo convencional declarada por cada compañía.
Por el declino casi generalizado de los pozos convencionales, se hace necesaria la aplicación de técnicas de recuperación de crudo, lo que requiere un compromiso de inversión superior para las operadoras, pero cuyos resultados permiten trazar un horizonte sobre la posibilidad de que en las distintas cuencas se logren casos exitosos de reversión del declino.
De acuerdo al reciente informe de la consultora GtoG, la producción por recuperación terciaria alcanzó en el cierre de 2025 los 18.596 bbl/d, consolidando el mejor nivel registrado para EOR en Argentina y confirmando su rol dentro del convencional. En el acumulado, durante 2025 la terciaria superó el millón de m³ de producción, con un crecimiento cercano al +12% respecto de 2024, reflejando la madurez técnica y operativa alcanzada por los proyectos.
En ese reporte se destacó la actividad de los cinco principales yacimientos EOR a diciembre, encabezados por Manantiales Behr con 9.343 bbl/d y Chachahuén Sur con 5.121 bbl/d, hasta entonces ambos operados por YPF. El tercer lugar de productividad se ubica el área Diadema con 2.050 bbl/d de la empresa Capsa-Capex, luego Anticlinal Grande / Cerro Dragón con 676 bbl/d de Pan American Energy y finalmente Escalante / El Trébol con 650 bbl/d, de PECOM.
GtoG destacó que Manantiales Behr volvió a marcar un nuevo pico de producción EOR, cerrando un 2025 excepcional. Del millón de m³ totales de Argentina, casi el 50% fue aportado por Manantiales, el área que acaba de adquirir la empresa Rovella en unos US$ 450 millones. En términos absolutos, produjo más de 3 millones de barriles durante 2025.
El crecimiento sostenido observado desde mitad de año responde principalmente a la incorporación de nuevas zonas que comenzaron a inyectar a fines de 2024 y comienzos de 2025, validando la estrategia de expansión del proyecto. La empresa adquirente presentó la oferta económica más alta y cuenta dentro de su estructura con técnicos ex-YPF que participaron en los inicios del desarrollo del área, incluso en la implementación del EOR.
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