Decreto 59/2026: el Estado cede retenciones al crudo convencional mientras el Brent no pasa los USD 65
El Decreto 59/2026 fijó retenciones de 0% al crudo convencional cuando el Brent cotiza por debajo de USD 65 por barril, ampliando en cinco dólares el margen respecto al régimen anterior. Pan American Energy, PECOM y Crown Point operaron sin carga de retenciones durante gran parte del primer semestre de 2026. La ventana fiscal es condicional: si el Brent supera los USD 80, la alícuota móvil llega al 8%.
Retenciones cero. Eso recibieron Pan American Energy, PECOM, Crown Point Energy, Patagonia Resources y Clear Petroleum durante gran parte del primer semestre de 2026, mientras el barril Brent cotizó por debajo de los USD 65.
El Decreto 59/2026, publicado el 29 de enero en el Boletín Oficial, reemplazó el Decreto 488/2020 y rediseñó el régimen de retenciones para el crudo convencional (NCM 2709.00.10). El cambio central: el piso de activación de retenciones subió de USD 60 a USD 65 por barril. Son cinco dólares adicionales de margen antes de que comience a correr la alícuota.
La escala móvil opera entre USD 65 y USD 80. A partir de los USD 80, rige el techo del 8%. Por debajo de USD 65, la alícuota es cero. El diseño premia la producción en áreas maduras de Santa Cruz, Chubut y Neuquén, donde los costos operativos son más altos y la productividad por pozo es menor que en Vaca Muerta.
El crudo no convencional queda fuera del régimen. Vaca Muerta tiene otra arquitectura fiscal: el Decreto 105/2026, publicado el 19 de febrero, extendió el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) hasta julio de 2027 e incorporó la exploración offshore. El RIGI garantiza estabilidad tributaria y cambiaria por 30 años, con Impuesto a las Ganancias reducido al 25% para Vehículos de Proyecto Único. Las propuestas de inversión acumuladas en energía, minería e infraestructura bajo ese régimen alcanzan USD 69.200 millones, según el Boletín Oficial.
El resultado es una arquitectura fiscal dual. El sector convencional opera bajo un régimen de alivio condicional atado al precio internacional. El no convencional opera bajo estabilidad garantizada independiente del ciclo de precios.
El alivio tiene un costo fiscal cuantificable. Si el Brent se mantiene por debajo de USD 65 durante todo 2026, el Estado resigna el ingreso que habría cobrado bajo el esquema anterior. El beneficio se concentra en un grupo acotado de productores con áreas en declino.
La advertencia es directa: la ventana de retención cero no crea valor por sí misma. Solo preserva márgenes operativos mientras el precio internacional lo permite. Si el Brent supera los USD 65, la alícuota móvil regresa y los operadores con estructuras de costo elevadas en áreas maduras vuelven a operar bajo presión fiscal. Señales a monitorear: el nivel del Brent respecto al umbral de USD 65, el volumen de exportaciones de crudo convencional en el segundo semestre de 2026 y el ritmo de compromisos bajo RIGI como indicador de si la estabilidad a 30 años efectivamente moviliza capital en sectores de alto riesgo.
El Decreto 59/2026, publicado el 29 de enero en el Boletín Oficial, reemplazó el Decreto 488/2020 y rediseñó el régimen de retenciones para el crudo convencional (NCM 2709.00.10). El cambio central: el piso de activación de retenciones subió de USD 60 a USD 65 por barril. Son cinco dólares adicionales de margen antes de que comience a correr la alícuota.
La escala móvil opera entre USD 65 y USD 80. A partir de los USD 80, rige el techo del 8%. Por debajo de USD 65, la alícuota es cero. El diseño premia la producción en áreas maduras de Santa Cruz, Chubut y Neuquén, donde los costos operativos son más altos y la productividad por pozo es menor que en Vaca Muerta.
El crudo no convencional queda fuera del régimen. Vaca Muerta tiene otra arquitectura fiscal: el Decreto 105/2026, publicado el 19 de febrero, extendió el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) hasta julio de 2027 e incorporó la exploración offshore. El RIGI garantiza estabilidad tributaria y cambiaria por 30 años, con Impuesto a las Ganancias reducido al 25% para Vehículos de Proyecto Único. Las propuestas de inversión acumuladas en energía, minería e infraestructura bajo ese régimen alcanzan USD 69.200 millones, según el Boletín Oficial.
El resultado es una arquitectura fiscal dual. El sector convencional opera bajo un régimen de alivio condicional atado al precio internacional. El no convencional opera bajo estabilidad garantizada independiente del ciclo de precios.
El alivio tiene un costo fiscal cuantificable. Si el Brent se mantiene por debajo de USD 65 durante todo 2026, el Estado resigna el ingreso que habría cobrado bajo el esquema anterior. El beneficio se concentra en un grupo acotado de productores con áreas en declino.
La advertencia es directa: la ventana de retención cero no crea valor por sí misma. Solo preserva márgenes operativos mientras el precio internacional lo permite. Si el Brent supera los USD 65, la alícuota móvil regresa y los operadores con estructuras de costo elevadas en áreas maduras vuelven a operar bajo presión fiscal. Señales a monitorear: el nivel del Brent respecto al umbral de USD 65, el volumen de exportaciones de crudo convencional en el segundo semestre de 2026 y el ritmo de compromisos bajo RIGI como indicador de si la estabilidad a 30 años efectivamente moviliza capital en sectores de alto riesgo.
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Analizo energía desde la disciplina del capital, los costos y la creación de valor. Me apoyo en ratios, spreads, contratos y comparaciones financieras para mostrar qué decisiones destruyen rentabilidad y cuáles fortalecen la posición económica de un proyecto.
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