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title: "Retenciones “a medida” para el crudo convencional: qué cambia el Decreto 59/2026 y cómo impacta en la Cuenca Neuquina"
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description: "El Gobierno nacional redefinió el esquema de derechos de exportación para el petróleo crudo de yacimientos convencionales: retención cero con Brent hasta USD 65, 8% desde USD 80 y una alícuota móvil en el medio. La medida se alinea con el programa neuquino de alivio fiscal y busca frenar el declino de áreas maduras, sostener empleo e incentivar inversión… con un punto crítico: la letra chica operativa que deberá definir Energía."
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date_published: "2026-01-29T14:02:00-03:00"
date_modified: "2026-01-29T23:50:46-03:00"
tags:
  - "Áreas maduras"
  - "Cuenca Neuquina"
  - "Exportaciones"
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category_name: "ENERGÍA"
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category_description: "Noticias actualizadas sobre energía en Neuquén y Vaca Muerta. Información sobre hidrocarburos, energías renovables, proyectos innovadores y el impacto económico y ambiental de la industria energética en la región."
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# Retenciones “a medida” para el crudo convencional: qué cambia el Decreto 59/2026 y cómo impacta en la Cuenca Neuquina

![petroleo 1](/download/multimedia.normal.925a36cf73a3fd69.bm9ybWFsLndlYnA=.webp)

**El Decreto 59/2026 marca un giro quirúrgico en la política fiscal aplicada a la exportación de crudo: por primera vez en mucho tiempo, el foco no está en empujar el “boom” (que hoy lo pone Vaca Muerta), sino en evitar que el petróleo convencional se siga desangrando.**

**La norma reconoce explícitamente el cuadro:** agotamiento natural, costos operativos crecientes e impacto del contexto internacional sobre la rentabilidad del convencional. Y lo enmarca en un dato político relevante: provincias productoras y empresas venían aplicando “alivios” por su cuenta (regalías/canon, reconversiones, alivio fiscal) para sostener actividad y empleo. El decreto, en ese sentido, es el acompañamiento nacional a una estrategia que Neuquén ya había puesto en marcha.

**Qué cambia en la práctica: nuevos “pisos” y “techos” para calcular retenciones**

Hasta ahora, el régimen de retenciones móviles del Decreto 488/2020 tomaba un Valor Base (VB) de USD 45/bbl y un Valor de Referencia (VR) de USD 60/bbl, con 0% debajo del VB y 8% por encima del VR. Ese esquema, con Brent por encima de USD 60 (algo habitual en la mayoría de los escenarios de mercado), tendía a dejar al convencional con retención plena (8%).

**El Decreto 59/2026 hace dos cosas clave:**

1. Crea un tratamiento diferenciado para crudo convencional (posición NCM 2709.00.10) y redefine los parámetros del cálculo: VB = USD 65/bbl y VR = USD 80/bbl.
2. Establece la regla operativa:

- 0% si el Precio Internacional (PI) del Brent es ≤ 65
- 8% si el PI es ≥ 80
- alícuota móvil entre 65 y 80 con una fórmula proporcional

**Traducido al negocio**: el Estado corre hacia arriba los umbrales que disparan retenciones. Eso es una baja efectiva de carga fiscal para el convencional en un rango amplio de precios.

**Ejemplo simple (para dimensionar**): si Brent está en USD 70, con el nuevo esquema la retención sería aproximadamente 2,67% (porque el precio está 5 dólares arriba del VB sobre un rango total de 15 dólares). En el régimen anterior, con VR en 60, a USD 70 ya era 8%. **El decreto, por diseño, está pensado para darle aire al convencional justo donde más lo necesita**: cuando el precio no es bajo, pero tampoco lo suficientemente alto como para compensar costos y declino con comodidad.

**El objetivo declarado: frenar declino, sostener empleo y sostener exportaciones**

El decreto no lo disimula: busca **“*revertir el declino estructural*” del convencional**, promover inversiones, mejorar competitividad y sostener el impulso exportador. También deja asentado que existieron Actas Acuerdo entre Nación, provincias (incluida Neuquén) y la CEPH, donde el Estado nacional se comprometió a modificar el régimen para dar un trato diferenciado al convencional.

Ahí engancha con el comunicado del Gobierno neuquino: la provincia venía sosteniendo que el convencional estaba quedando “*rezagado*” frente al auge no convencional, y por eso armó una mesa sectorial y adoptó alivios (Ingresos Brutos, baja de regalías). **El decreto nacional es, en los hechos, el eslabón fiscal que le faltaba a esa arquitectura.**

**Impacto esperado en Neuquén: más vida útil para áreas maduras, menos abandono, más actividad de “*mantenimiento*”**

**En la Cuenca Neuquina**, el convencional tiene un rol que suele subestimarse cuando todo el debate gira alrededor de shale:

- **Sostiene empleo directo e indirecto** en localidades y cadenas de servicios que no siempre pueden migrar de golpe al no convencional.
- Permite aprovechar infraestructura, facilidades, oleoductos y know-how ya amortizado.
- Mantiene producción base que estabiliza ingresos provinciales y actividad.

Con retenciones más bajas en gran parte del rango de precios, el decreto mejora el netback del barril exportable convencional. ¿Para qué alcanza eso en el mundo real?

- Evitar cierres prematuros de pozos marginales.
- Justificar inversiones de bajo/mediano CAPEX: workovers, reacondicionamientos, optimización de plantas, mejoras en levantamiento artificial, recuperación secundaria y terciaria donde aplique.
- Sostener un nivel mínimo de actividad (equipos, pymes de servicios) que, cuando cae, cuesta años reconstruir.

En una industria donde el declino “*se acelera*” cuando se deja de invertir, **un punto o dos de netback** puede ser la diferencia entre seguir o apagar.

**El punto crítico: cómo se define “qué parte es convencional” en cada exportación**

**El artículo más sensible del decreto no es el 1°** (el que fija VB/VR), sino el 2°. Allí se establece que, para incluir volúmenes dentro del esquema, se usará la proporción de crudo convencional en la producción total por área de concesión, con pautas y procedimientos que debe definir la Secretaría de Energía.

Esto abre tres riesgos concretos:

1. **Complejidad operativa y burocrática**: medir y auditar proporciones por área, especialmente en concesiones con mix de producción, puede generar fricciones administrativas.
2. **Incentivos y disputas técnicas**: cómo se certifica el porcentaje, con qué cortes, qué pasa con mezclas, transferencias, acondicionamiento y despacho.
3. **Tiempo**: la norma ordena dictar complementarias dentro de 60 días, y aclara que los efectos corren desde que existan esas normas o vencido el plazo. Es decir: el beneficio real depende de la reglamentación.

En términos de industria: **la señal es buena**, pero el mercado mira la implementación.

**¿A quién le conviene y qué no resuelve?**

- Conviene a operadores con fuerte exposición a campos maduros y estructura de costos ajustada, porque reduce el castigo fiscal en escenarios de precios “normales” (65–80).
- No resuelve el problema estructural del convencional por sí solo: declino geológico, costos, eficiencia, logística, madurez de instalaciones, y la dificultad de competir con la productividad del shale.
- Tampoco elimina la incertidumbre macro argentina (tipo de cambio, disponibilidad de insumos, financiamiento). Pero sí reduce uno de los desincentivos más directos sobre el barril exportable.

**La lectura de fondo: un “*puente*” para que el convencional no se hunda mientras el país apuesta al shale**

**El mensaje político-económico del Decreto 59/2026 es claro:**la estrategia exportadora se sostiene con Vaca Muerta, pero la transición no puede hacerse dejando atrás el convencional como si fuera chatarra. Por eso, Nación mueve VB y VR, y Neuquén pone alivio fiscal local. Es un puente.

La pregunta que sigue —y que define si esto queda en anuncio o se convierte en política efectiva— es técnica y práctica: **qué tan rápido y claro reglamenta Energía la determinación de volúmenes y controles**. Si esa letra chica sale bien, el impacto puede verse en actividad en áreas maduras. Si sale mal, el beneficio se licúa en trámites, demoras y discusiones.

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