Cambios en el esquema de retenciones
La principal novedad del decreto es la actualización de los valores de referencia del precio del Brent, que determinan el nivel de derechos de exportación:
- Se fija un Valor Base de u$s65 por barril, frente a los u$s45 del régimen general anterior.
- Se establece un Valor de Referencia de u$s80 por barril, cuando antes era de u$s60.
- El precio de referencia continúa siendo el promedio de las últimas cinco cotizaciones del ICE Brent primera línea, publicado mensualmente por la Secretaría de Energía.
A partir de estos parámetros, el esquema de retenciones queda definido de la siguiente manera:
- Brent igual o inferior a u$s65: retención del 0%, sin derechos de exportación.
- Brent igual o superior a u$s80: se aplica la alícuota máxima del 8%.
- Entre u$s65 y u$s80: la alícuota aumenta de forma gradual y proporcional al precio.
Este rediseño amplía de manera significativa el tramo en el cual la producción convencional puede exportar sin pagar retenciones o abonando niveles reducidos, lo que representa un beneficio concreto en escenarios de precios moderados o bajos, que han sido frecuentes en los últimos años.
Acuerdos con provincias y empresas
La medida surge de acuerdos suscriptos entre el Ministerio de Economía, las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz, y la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH). Estas jurisdicciones ya habían avanzado en rebajas de regalías, reconversiones de concesiones y alivios fiscales locales para sostener la actividad en campos maduros, y el decreto busca complementar esos esfuerzos desde el ámbito nacional.
El objetivo es reforzar la viabilidad económica de la producción convencional, en un contexto donde varias áreas históricas enfrentan una pérdida sostenida de producción.
Operadoras en áreas maduras
En las provincias alcanzadas por la medida operan numerosas empresas independientes y medianas, que ganaron protagonismo tras el retiro progresivo de YPF de yacimientos maduros.
En Santa Cruz, especialmente en la Cuenca del Golfo San Jorge norte, desarrollan producción compañías como Patagonia Resources, Clear Petroleum, Roch Proyectos, Azruge, Brest, Quintana E&P Argentina y Quintana Energy Investments, varias de ellas con bloques transferidos por YPF.
En Chubut, se destacan Pan American Energy (PAE), principal productor convencional con campos como Cerro Dragón, además de PECOM en áreas como El Trébol-Escalante y Cañadón Perdido, Crown Point Energy en El Tordillo y remanentes de YPF en proceso de transición.
En Neuquén y parte de Río Negro, si bien el foco está puesto en el no convencional, operadoras como Petrolsur Energía, Oilstone Energía y participaciones menores de empresas como PAE o Vista Energy mantienen actividad en yacimientos convencionales.
Alcance del beneficio y plazos
El decreto establece que el beneficio aplica exclusivamente al petróleo convencional, identificado bajo la posición arancelaria NCM 2709.00.10. El régimen del Decreto 488/2020 se mantiene sin cambios para el crudo no convencional, principalmente el producido en Vaca Muerta.
Para evitar mezclas o distorsiones, la Secretaría de Energía tendrá un plazo de 60 días para definir los mecanismos de certificación que permitan determinar, en cada exportación, la proporción real de crudo convencional proveniente de cada área o concesión.
La norma entra en vigencia al día siguiente de su publicación, aunque sus efectos plenos dependerán de la reglamentación complementaria que dicte Energía dentro del plazo previsto. El decreto también fue comunicado a la Comisión Bicameral Permanente del Congreso.
