Baja de retenciones al petróleo convencional: alivio fiscal y límites en un sector en declive

• Se fija una alícuota de 0% cuando el precio internacional del Brent sea igual o inferior a USD 65 por barril.
• Se aplica una alícuota del 8% cuando el precio sea igual o superior a USD 80 por barril.
• Entre ambos valores, se establece una alícuota móvil, calculada mediante una fórmula proporcional.

El precio internacional se determina mensualmente a partir del promedio de las últimas cotizaciones publicadas por Platts Crude Marketwire. Para evitar desvíos, el beneficio se aplica en función de la proporción de producción convencional sobre el total producido en cada área de concesión, bajo control de la Secretaría de Energía.

Algunos análisis técnicos advierten, además, que atar el alivio fiscal a la evolución del precio internacional del Brent, sin eliminar completamente las retenciones, puede introducir un grado mayor de variabilidad en la carga tributaria efectiva de los proyectos.

En ese marco, especialistas del sector señalan que la baja de retenciones constituye una condición necesaria para sostener la actividad convencional, pero no despeja completamente los desafíos que enfrenta la inversión convencional frente al atractivo relativo de Vaca Muerta. En un contexto de precios internacionales más bajos, la competencia por el capital y por los servicios especializados entre áreas se vuelve determinante, y el desafío ya no es solo atraer nuevas inversiones, sino evitar la salida de operadores y, sobre todo, de empresas de servicios especializadas hacia el no convencional, donde los retornos relativos son más altos.

Un reconocimiento explícito del problema

El propio texto del decreto reconoce que la producción convencional atraviesa una situación compleja, marcada por el agotamiento natural de los yacimientos, el incremento de los costos operativos y la sensibilidad frente a escenarios de precios internacionales más bajos. También admite que, pese a los esfuerzos realizados por las provincias: reducción de regalías, alivios fiscales, reconversión de concesiones, y por las empresas operadoras, esas medidas no alcanzaron para revertir la tendencia.

En ese sentido, el decreto afirma que “los esfuerzos provinciales y empresariales requieren de un acompañamiento del Estado nacional mediante la adecuación de los instrumentos fiscales vigentes”. No se trata de una señal aislada: la medida surge de Actas de Acuerdo firmadas entre el Ministerio de Economía, las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz, y la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH), en las que Nación se comprometió a modificar el régimen de retenciones para otorgar un tratamiento diferenciado al petróleo convencional.

El trasfondo: inversión, costos y salida de YPF

Los datos de inversión confirman que el problema excede el corto plazo. Tras alcanzar un pico en 2015, cuando las inversiones totales en hidrocarburos rondaba los USD 6.500-7.000 millones, el capital cayó de manera abrupta hasta tocar un mínimo cercano a USD 1.000 millones en 2020, en el contexto de la pandemia. La recuperación posterior fue parcial y se concentró casi exclusivamente en el no convencional, con niveles récord de producción de petróleo y gas impulsados por el desarrollo de Vaca Muerta, mientras las cuencas maduras quedaron relegadas.

Entre 2021 y 2023, las inversiones volvieron a ubicarse en torno a los USD 4.000 millones anuales. Sin embargo, ese repunte se concentró casi exclusivamente en Neuquén, impulsado por el desarrollo del no convencional, mientras que las cuencas maduras -Golfo San Jorge, Cuyo, Austral y Noroeste-, continuaron recibiendo una porción marginal del capital.

Este desplazamiento del capital se alineó con la estrategia de YPF de concentrarse en el no convencional. Según información financiera de la compañía, la reorientación implicó una reducción significativa de activos asociados a campos maduros, por encima de los 900.00 millones, y los resultados negativos en el segmento durante el último periodo analizado. Si bien parte de los pasivos fue liberada, las obligaciones ambientales y de abandono continúan impactando sobre las provincias, que quedaron expuestas a sostener producción, empleo e infraestructura sin el respaldo financiero de la petrolera estatal.

A esto se suma una diferencia estructural de costos: los campos maduros presentan mayor costo operativo que los no convencionales, entre otros factores porque requieren más mano de obra en superficie y mayor inversión en mantenimiento. Con precios internacionales bajos, esa brecha se vuelve crítica.

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El límite técnico de las áreas maduras

Más allá del alivio fiscal, uno de los principales desafíos de las áreas maduras es de carácter técnico y productivo. En estos yacimientos, la producción enfrenta límites estructurales una vez agotadas las etapas de recuperación primaria y secundaria, lo que reduce la productividad y eleva los costos operativos.

Los análisis técnicos coinciden en que sostener la producción convencional en el mediano y largo plazo requiere la incorporación de tecnologías de recuperación terciaria (Enhanced Oil Recovery, EOR), orientadas a mejorar el factor de recobro. Sin embargo, estos desarrollos implican inversiones intensivas en capital, mayor riesgo operativo y horizontes de repago más largos.

Si bien el marco normativo nacional contempla incentivos para la producción terciaria, como la reducción de regalías prevista en la Ley 27.007, su implementación enfrenta restricciones concretas vinculadas al financiamiento, la incertidumbre de precios y la capacidad técnica de los operadores. En ese contexto, la baja de retenciones mejora el flujo de caja y puede contribuir a sostener producción marginal, pero se integra como una condición más dentro de un esquema integral necesario para viabilizar proyectos de recuperación terciaria.

Señal de previsibilidad, no solución definitiva

En ese marco, la discusión de fondo no pasa por si la baja de retenciones al petróleo convencional es una medida acertada, un punto sobre el que existe un amplio consenso en el sector, sino por su alcance. El alivio fiscal aparece como una condición necesaria para sostener la actividad en áreas maduras, pero dificilmente resulte suficiente si no se integra en una estrategia más amplia que contemple acceso al financiamiento, incorporación de tecnología (en particular para recuperación terciaria), capacidad operativa de los nuevos actores y un esquema claro de gestión de pasivos ambientales.

Sin ese abordaje integral, el riesgo es que la medida funcione como paliativo coyuntural, sin alterar la trayectoria estructural de declino del convencional.

Así, la baja de retenciones al petróleo convencional no aparece como una política defensiva, sino como una medida productiva-exportadora orientada a sostener un segmento que quedó rezagado frente al avance del no convencional. Al mismo tiempo, deja en evidencia los límites de las soluciones parciales: sin una estrategia integral que combine señales fiscales, financiamiento, tecnología y gobernanza ambiental, el declino estructural de las áreas maduras seguirá condicionando el mapa hidrocarburífero argentino.