Mendoza y el petróleo convencional: cómo la baja de retenciones redefine inversiones sin necesidad de exportar

El Gobierno nacional oficializó a comienzos de 2026 una reducción de retenciones al petróleo convencional mediante un decreto que redefine el esquema de derechos de exportación, con el objetivo de incentivar inversiones, frenar el declino productivo y sostener el empleo en las cuencas maduras. La medida, acordada con provincias petroleras y aplicada a los yacimientos no convencionales, tiene impacto directo en distritos exportadores, pero también genera efectos relevantes en Mendoza, pese a que su producción se destina casi por completo al mercado interno. La clave está en el precio de referencia del crudo, que mejora la rentabilidad de los proyectos y redefine decisiones empresarias sobre continuidad o cierre de pozos.

El nuevo marco quedó establecido a través del decreto 59/2026, que modifica el régimen vigente desde 2020. A partir de esta normativa, el petróleo proveniente de áreas convencionales deja atrás un esquema que penalizaba con mayor rapidez las exportaciones cuando subía el precio internacional del barril. En su lugar, se implementa un sistema de alícuotas móviles con umbrales más altos, alineados a la realidad de costos de los yacimientos maduros.

La decisión fue celebrada por las provincias productoras de crudo convencional. En el caso de Mendoza, la valoración positiva no se explica por un aumento inmediato de exportaciones, sino por el impacto indirecto que la quita y reducción de retenciones tiene sobre el negocio petrolero local.

En términos concretos, la producción mendocina se comercializa casi en su totalidad en el mercado interno, principalmente hacia la refinería de Luján de Cuyo. Sin embargo, el precio interno del crudo toma como referencia valores internacionales. Cuando exportar resulta menos gravoso desde el punto de vista fiscal, ese precio de referencia tiende a mejorar, lo que eleva los ingresos potenciales de los operadores y vuelve más atractivas las inversiones en campos maduros.

El decreto establece que, para el petróleo convencional, las retenciones serán 0% hasta los 65 dólares por barril, mientras que la alícuota del 8% recién se aplicará cuando el precio supere los 80 dólares. Entre ambos valores, el esquema prevé una aplicación gradual. Hasta ahora, las retenciones cero solo regían con un Brent en torno a los 45 dólares, y subían al 8% cuando superaban los 60, un esquema considerado poco compatible con los costos crecientes de operación.

Este cambio apunta a mejorar la competitividad de los yacimientos convencionales frente a otras alternativas de inversión, en un contexto en el que la producción enfrenta un declino natural, mayores costos operativos y un escenario internacional volátil.

La mayoría del petróleo que produce Mendoza es convencional, con yacimientos que llevan décadas en explotación. En los últimos años, la provincia implementó políticas propias para sostener la actividad, entre ellas la reducción de regalías, esquemas de incentivos fiscales y la reconversión de concesiones. Aun así, el margen económico seguía siendo ajustado para muchos operadores.

La baja de retenciones decidida por Nación se suma a ese entramado de medidas y mejora la ecuación económica. En términos prácticos, una mejora en el precio del barril puede definir si un pozo maduro continúa en producción o se cierra definitivamente, con impacto directo en empleo, servicios asociados e ingresos provinciales.

Un elemento central del escenario actual es la estrategia de YPF, que avanzó en la decisión de desprenderse de áreas petroleras maduras para concentrarse en desarrollos de mayor escala. En Mendoza, ese proceso se canaliza a través del Plan Andes, mediante el cual la petrolera transfiere campos convencionales a empresas más pequeñas, especializadas en este tipo de activos.

Para esos nuevos operadores, la rentabilidad es un factor decisivo. La reducción de retenciones, aunque no se aplique de forma directa sobre el crudo mendocino, mejora las expectativas de ingreso y fortalece la viabilidad de esos proyectos. En ese sentido, el decreto funciona como una señal de política energética que busca sostener la actividad en regiones donde el petróleo convencional sigue siendo relevante.

El propio texto de la norma reconoce que la producción de hidrocarburos provenientes de yacimientos convencionales atraviesa una situación compleja, marcada por el agotamiento natural de los reservorios, el aumento de los costos y el impacto de las condiciones macroeconómicas internacionales. Frente a ese diagnóstico, el Estado nacional plantea la necesidad de ajustar el esquema fiscal para acompañar los esfuerzos provinciales y empresariales.

Además del efecto precio, Mendoza trabaja con Nación en una alternativa que podría abrir una ventana exportadora indirecta: el sistema de transferencias no físicas (TNF). Este mecanismo permitiría que las empresas acuerden la exportación de un determinado volumen de crudo, que se computa como exportado, aunque el petróleo no se traslade físicamente hasta un puerto, una limitación logística histórica para la provincia.

Bajo este esquema, los operadores podrían inyectar crudo en ductos en Mendoza y retirar el volumen equivalente en zonas portuarias o refinerías habilitadas, haciendo viable la exportación desde una provincia sin salida directa al mar. La implementación de este sistema ampliaría las opciones comerciales y aprovecharía el nuevo contexto de menores retenciones.

La estrategia mendocina combina, así, políticas provinciales de incentivo, señales fiscales nacionales y herramientas comerciales para sostener una actividad que sigue siendo clave para su matriz productiva. Aunque el crecimiento explosivo del sector se concentra hoy en los desarrollos no convencionales, el petróleo convencional continúa aportando empleo, inversiones y recursos fiscales.

En ese marco, la reducción de retenciones al crudo convencional no solo busca impulsar exportaciones, sino también ordenar el negocio interno, mejorar precios de referencia y evitar una caída abrupta de la producción en cuencas maduras. Para Mendoza, el impacto no se mide en barcos cargados de petróleo, sino en decisiones de inversión, continuidad operativa y estabilidad del sector energético local.