Cambios geopolíticos y el impacto
El Decreto 59/2026 fue pensado para un escenario que hoy no existe.
Cuando el Gobierno lo publicó en el Boletín Oficial a fines de enero, el Brent rondaba los u$s 70 y el diagnóstico era claro: las cuencas maduras operaban con márgenes nulos o negativos, el costo de lifting oscilaba entre u$s 34 y u$s 45 por barril según datos de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), y el instrumento fiscal vigente desde 2020 activaba la carga máxima del 8% con un precio que muchas operadoras apenas lograban superar. La norma elevó ese umbral de disparo de u$s 60 a u$s 80, y el de retención cero de u$s 45 a u$s 65. Era, en esencia, un decreto para el precio bajo.
Seis semanas después, el cierre virtual del estrecho de Ormuz reescribió las condiciones. El Brent cerró este viernes por encima de los u$s 103, acumulando una suba mensual del 53% y su mayor valor de liquidación desde 2022. El mecanismo llegó a su techo automático: la alícuota del 8% se aplicará sobre las exportaciones de crudo convencional en los próximos días, según confirmó la Secretaría de Energía. No es una decisión discrecional del Gobierno; es la norma funcionando exactamente como fue diseñada.
Un instrumento que opera al revés
La paradoja no es menor. El decreto fue concebido como un alivio para productores convencionales en un entorno de precios deprimidos; su lógica era capturar renta estatal solo cuando el precio internacional fuera suficientemente alto como para que las operadoras pudieran absorber la carga sin comprometer la viabilidad de sus yacimientos. El problema es que el umbral de u$s 80 —razonable en enero, con el Brent en zona intermedia— quedó superado por un shock externo que ningún considerando del decreto anticipó.
En las semanas previas al conflicto, la alícuota vigente en la franja intermedia era inferior al 8%, en línea con la fórmula polinómica del Decreto 59/2026. El salto a la tasa plena, sobre el precio de cierre de hoy, equivale a una carga adicional de alrededor de u$s 4,7 por barril —Shale24 estima este diferencial sobre la base del precio actual y de la alícuota que regía antes del shock—. En términos absolutos, el número parece manejable con el Brent a tres dígitos. Aterriza, sin embargo, sobre cuencas que en enero registraron sus peores cifras en años.
Las cuencas que más sienten el ajuste
Los datos de producción de enero 2026, publicados por la Secretaría de Energía, dibujan con precisión quiénes están más expuestos. Chubut llegó a 587.163 metros cúbicos, una caída del 6,51% interanual y su peor arranque de año en un cuarto de siglo. Santa Cruz registró 255.014 metros cúbicos, con una baja del 21,5%. En Mendoza, la producción fue de 240.586 metros cúbicos, un retroceso del 10,63% frente al mismo mes de 2025.
Son exactamente las provincias que firmaron acuerdos con la Nación en el marco del decreto, comprometiendo reducción de regalías y cánones a cambio de que las operadoras destinaran el ahorro fiscal a reinvertir en las cuencas. Chubut estimó ese flujo en u$s 370 millones para la cuenca del Golfo San Jorge. Pan American Energy, la principal exportadora del crudo Escalante a través de Terminales Marítimas Patagónicas, tiene activo un plan de recuperación terciaria con u$s 250 millones comprometidos. En Santa Cruz, a su vez, seis operadoras que adquirieron las áreas maduras que YPF cedió a Fomicruz prometieron u$s 1.259 millones de inversión en conjunto.
La zona gris de la reinversión
Hay un punto que la cobertura de hoy no trabajó: los acuerdos firmados entre Nación, provincias y empresas establecen que el ahorro fiscal generado por la baja de retenciones debe destinarse a inversión incremental en las cuencas. La Resolución 42/2026, que reglamentó el decreto, define los mecanismos de certificación de volúmenes exportados, pero no la base de cálculo del compromiso de reinversión. Con la alícuota en 8%, la pregunta es concreta: ¿sobre qué ingreso se calcula lo que las operadoras deben reinvertir? ¿El espíritu del acuerdo —que las empresas pongan de vuelta lo que el Estado les devolvió— sobrevive cuando el Estado técnicamente no les devolvió nada?
Es una pregunta sin respuesta pública todavía. Probablemente la Secretaría de Energía deba pronunciarse sobre el punto antes de que el nuevo régimen de alícuota entre en vigencia efectiva.
El shale no tiene este problema
En paralelo, los operadores de Vaca Muerta reciben la noticia del Brent a u$s 103 sin el mismo contrapeso.
El crudo no convencional continúa bajo el régimen del Decreto 488/2020, con parámetros distintos, y los proyectos ingresados al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) cuentan con estabilidad fiscal de largo plazo. Neuquén produjo en enero un récord histórico mensual de 2.971.259 metros cúbicos, con una suba interanual del 32,37%, y concentró el 69,7% de la producción nacional. La asimetría entre los dos segmentos era visible antes del shock; con el Brent a tres dígitos, se vuelve estructural.
El estrecho de Ormuz no tiene fecha de reapertura confirmada. Mientras el conflicto se extienda, el Decreto 59/2026 permanecerá en su techo, y las cuencas maduras seguirán produciendo menos que el año anterior mientras exportan a precio récord con retención plena. El mecanismo diseñado para protegerlas cuando el precio cae es, por ahora, el que les cobra cuando sube.
La situación actual plantea un desafío significativo para las provincias productoras de petróleo en Argentina. La combinación de precios internacionales elevados y un marco regulatorio diseñado para un contexto diferente genera tensiones. Es crucial que las autoridades encuentren un equilibrio que permita capturar renta estatal sin comprometer la viabilidad de las operaciones y la inversión en las cuencas maduras.