Milei blinda las exportaciones de Vaca Muerta y limita el poder del Estado
El presidente Javier Milei dio otro paso decisivo en la desregulación del mercado de los hidrocarburos al ordenar a sus funcionarios un cambio en una de las reglas que durante años condicionó las exportaciones de petróleo y combustibles producidos en la Argentina.
Lo hizo a través de la Resolución 166/2026, publicada este miércoles 22 de julio en el Boletín Oficial de la Nación por la Secretaría de Energía que eliminó el mecanismo que obligaba a las empresas a ofrecer previamente en el mercado interno el crudo, el gasoil, las naftas o el gas licuado que pretendían vender en el exterior.
Desde ahora, las compañías deberán simplemente notificar la operación y esperar que el Estado no formule objeciones dentro de un plazo que quedó estipulado en 30 días. Si la administración no se pronuncia en ese lapso, el silencio tendrá sentido positivo y la exportación quedará habilitada.
El nuevo esquema alcanza a los aceites crudos de petróleo, los aceites derivados de minerales bituminosos, las gasolinas —con excepción de las utilizadas en aviación—, el gasoil, el propano, el butano y las mezclas de Gas Licuado de Petróleo, conocido como GLP.
El cambio beneficia directamente a los principales productores de Vaca Muerta, entre ellos YPF, Vista Energy, Pan American Energy, Pluspetrol, Chevron, Shell, Pampa Energía y Tecpetrol.
También favorece a las empresas con capacidad de refinación y comercialización de combustibles, como YPF, Axion Energy y Raízen, operadora de la marca Shell en el mercado local.
La medida apunta a brindar mayor previsibilidad a las inversiones, facilitar los contratos internacionales de largo plazo y acompañar la puesta en marcha de la infraestructura que multiplicará la capacidad exportadora de la Cuenca Neuquina.
Pero también implica una modificación sensible en el equilibrio entre el negocio externo de las petroleras y la protección del abastecimiento interno.
Al eliminarse la obligación de realizar una oferta local previa, los compradores argentinos pierden el derecho de intentar adquirir los productos antes de que sean enviados al exterior.
Fin a la obligación de ofrecer primero en el país
Hasta ahora, las petroleras que pretendían exportar debían publicar una oferta de venta en la página de la Secretaría de Energía.
La propuesta debía permanecer disponible para toda la cadena comercial autorizada, que podía adquirir total o parcialmente los volúmenes ofrecidos.
Ese mecanismo había sido establecido por la Resolución 241 de 2017 y funcionaba como una instancia de protección para refinerías, distribuidoras y comercializadoras locales.
Las condiciones ofrecidas al mercado interno no podían ser discriminatorias ni contener exigencias comerciales que volvieran inaccesible la operación.
Solamente después de atravesar esa instancia la compañía podía obtener la autorización para exportar.
El Gobierno sostiene ahora que el procedimiento no cumplía necesariamente con su finalidad original.
Según los considerandos de la nueva resolución, "las ofertas de compra que se presentaban frente a los volúmenes publicados no siempre respondían a necesidades reales de abastecimiento".
Para la Secretaría de Energía, el sistema terminó convirtiéndose en un trámite adicional que podía demorar operaciones y generar interferencias sobre decisiones comerciales privadas.
Con esa interpretación, la administración nacional decidió derogar completamente las resoluciones 241/2017 y 175/2023. Esta última regulaba específicamente las ventas de petróleo realizadas mediante oleoductos transfronterizos.
También dejó sin efecto una resolución de 1994 que exigía información adicional sobre exportaciones e importaciones.
El argumento oficial es que esos datos ya se encuentran disponibles en los sistemas de la Secretaría de Energía y en los registros aduaneros de la Agencia de Recaudación y Control Aduanero, ARCA.
La desregulación forma parte del nuevo marco establecido por la Ley Bases, que modificó la Ley de Hidrocarburos y reconoció a productores, concesionarios, refinadores y comercializadores el derecho a exportar libremente.
El principio general es que la Secretaría de Energía sólo podrá impedir una venta externa cuando existan motivos técnicos o económicos concretos vinculados con la seguridad del suministro.
Sólo 30 días para frenar una operación
La Resolución 166 creó un nuevo Registro de Operaciones de Exportación, en el que deberán anotarse las notificaciones presentadas por las empresas, las eventuales objeciones oficiales y las constancias de libre exportación.
Para las operaciones de petróleo crudo, naftas y gasoil, la Subsecretaría de Hidrocarburos dispondrá de un plazo máximo de 30 días hábiles administrativos para formular objeciones. En el caso del propano, el butano y las mezclas de GLP, el plazo será considerablemente menor y llega sólo a siete días hábiles.
La diferencia no es menor ya que mientras una exportación de petróleo puede quedar bajo análisis durante más de un mes calendario, una venta externa de gas licuado podría obtener vía libre en poco más de una semana.
Cuando no existan objeciones, la autoridad deberá emitir en los cinco días siguientes la correspondiente Constancia de Libre Exportación, necesaria para realizar el despacho ante la Dirección General de Aduanas.
Si el organismo no se expide dentro del plazo, comenzará a operar el silencio positivo y la empresa podrá exigir entonces que se emita el certificado bajo las condiciones notificadas originalmente.
Una regla que cambia la lógica administrativa
Bajo el sistema anterior, el exportador necesitaba una autorización efectiva mientras que ahora, la operación queda permitida salvo que el Estado intervenga y demuestre por qué debería impedirse.
Además, una vez emitida la constancia, la exportación tendrá estabilidad durante el período autorizado.
En principio, el Gobierno no podrá interrumpir los embarques o entregas que ya fueron aprobados o que no recibieron objeciones dentro del plazo establecido.
La previsibilidad es uno de los puntos más valorados por las petroleras, especialmente para cerrar contratos internacionales y obtener financiamiento para nuevos proyectos.
Razones para impedir una exportación
De todos modos y a pesar de que el esquema amplía la libertad comercial, la Secretaría de Energía conserva facultades para objetar total o parcialmente una operación a partir de siete motivos específicos enumerados en la norma.
El primero es que no exista suficiente disponibilidad de hidrocarburos o combustibles para abastecer el mercado interno en volumen, calidad y condiciones económicas razonables.
Para evaluar esa situación, el organismo podrá considerar incluso el costo de importar el mismo producto o un combustible alternativo.
También podrá bloquear una exportación cuando la empresa no demuestre que dispone de producción propia, contratos firmes con productores, reservas o capacidad suficiente para cumplir con los volúmenes comprometidos.
La autoridad podrá intervenir ante:
- Información falsa o inexacta
- Falta de capacidad de transporte
- Prácticas anticompetitivas
- Dumping contra el mercado interno
- Variaciones inesperadas y significativas de los precios locales
- Inconsistencias entre los volúmenes exportados y las proyecciones productivas
Sin embargo, la intervención deberá estar fundada y ajustarse estrictamente a esas causales ya que la Secretaría no podrá objetar una operación por razones genéricas o mediante criterios discrecionales no previstos en el procedimiento.
En caso de que el problema sea una eventual escasez interna, la petrolera tendrá la posibilidad de reemplazar el volumen exportado mediante la compra o importación, a su propio costo, de hidrocarburos de calidad equivalente.
También podrá reducir o renunciar a una parte de la operación, un mecanismo que permite que una compañía continúe vendiendo al exterior aun cuando aparezca una necesidad local, siempre que garantice la reposición del producto.
Contratos largos y respaldo de reservas
La resolución dedica un capítulo especial a las exportaciones que superen los 12 meses consecutivos.
Para cerrar contratos de largo plazo de petróleo, naftas o gasoil, las compañías deberán presentar los acuerdos comerciales relacionados con la operación y demostrar la disponibilidad futura de los volúmenes.
Podrán respaldarlos con producción propia, reservas probadas, probables o posibles, o mediante contratos firmes con otros productores.
Las empresas que exporten propano, butano o GLP durante más de un año deberán informar, además, las paradas programadas de sus plantas, un dato relevante para anticipar posibles restricciones estacionales de oferta.
Si el contrato supera los cinco años, el exportador deberá renovar cada tres años la documentación que demuestre su derecho a disponer de los volúmenes comprometidos.
El requisito apunta a impedir que una empresa firme ventas externas de largo plazo sobre una producción que todavía no controla o que no cuenta con respaldo suficiente.
También deberá acreditarse la capacidad de transporte necesaria.
Si la operación depende de un nuevo oleoducto, una terminal portuaria o instalaciones de almacenamiento aún no construidas, el interesado tendrá que presentar la consistencia técnica, la localización y el esquema financiero del proyecto.
Ese requisito será más sencillo para las inversiones incorporadas al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones.
En esos casos alcanzará con presentar la constancia de inicio del trámite de adhesión al RIGI.
El cambio que necesitaban los nuevos oleoductos
La resolución aparece en momentos en que la producción petrolera argentina está dejando atrás las limitaciones que durante años impuso la falta de capacidad de transporte.
La expansión de Oldelval permitió incrementar significativamente los volúmenes enviados desde Neuquén hasta Puerto Rosales, en Bahía Blanca.
A esa obra se suma la reactivación del Oleoducto Trasandino, que volvió a conectar Vaca Muerta con las refinerías chilenas.
El salto más importante llegará con el Vaca Muerta Oil Sur, el sistema de transporte y exportación impulsado por YPF junto con Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol y Shell.
El proyecto unirá la Cuenca Neuquina con la terminal marítima de Punta Colorada, en Río Negro, y apunta a alcanzar una capacidad máxima cercana a los 550.000 barriles diarios.
La obra avanzaba hacia mediados de este 2026 con el objetivo de iniciar sus primeros despachos durante 2027 y en su etapa inicial permitiría transportar alrededor de 190.000 barriles diarios y utilizar buques petroleros de gran tamaño para reducir los costos logísticos.
Para financiar inversiones de esa escala, las compañías necesitan contratos firmes de venta y garantías de que los cargamentos no serán interrumpidos por decisiones administrativas posteriores.
La Resolución 166 busca cubrir precisamente ese frente ya que las constancias de libre exportación permitirán comprometer volúmenes durante varios años, utilizar esos contratos como respaldo financiero y garantizar la estabilidad de las operaciones.
En los hechos, la norma adapta el régimen administrativo al nuevo perfil de la Argentina: un país que durante años administró la escasez de energía y que ahora pretende construir una plataforma exportadora apoyada en el crecimiento de Vaca Muerta.
Los ganadores de la nueva regulación
Los principales beneficiados serán los productores de shale oil con capacidad para generar excedentes por encima de sus compromisos con las refinerías locales.
YPF aparece en el centro de ese mapa. La petrolera controlada por el Estado es el mayor productor de petróleo del país, lidera Vaca Muerta y encabeza el consorcio encargado del Vaca Muerta Oil Sur.
También se encuentran entre los ganadores Vista Energy, que concentró su estrategia en el shale neuquino; Pan American Energy, operadora de Cerro Dragón y de activos no convencionales; Pluspetrol, que amplió su presencia tras adquirir los activos de ExxonMobil; Pampa Energía; Tecpetrol; Chevron y Shell.
Las siete compañías que participan del VMOS —YPF, PAE, Vista, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol y Shell— son, además, las que tendrán mayor capacidad para aprovechar los contratos estables de exportación ligados a la nueva infraestructura.
En el segmento de refinación, la flexibilización puede beneficiar a YPF, Axion Energy y Raízen cuando dispongan de excedentes de naftas o gasoil, aunque la situación dependerá del nivel de consumo interno y de la configuración productiva de cada refinería.
También tendrán más margen los productores y fraccionadores de GLP, especialmente durante los meses de menor demanda de garrafas y propano.
La norma no reserva el régimen exclusivamente para productores ya que cualquier persona física o jurídica registrada que produzca, procese, refine, comercialice, almacene o fraccione los productos alcanzados podrá notificar una exportación.
Eso abre el mercado a traders, comercializadoras y operadores logísticos, siempre que puedan demostrar la disponibilidad del producto y la capacidad de transporte.
Más dólares para una balanza energética récord
El cambio regulatorio también tiene una finalidad macroeconómica si se tiene en cuenta que el Gobierno busca acelerar el ingreso de divisas provenientes del petróleo y convertir al sector energético en uno de los principales generadores de dólares de la economía argentina.
Durante 2025, el país alcanzó un superávit comercial energético récord cercano a los u$s7.800 M. Las exportaciones sumaron aproximadamente u$s11.100 M, mientras que las importaciones se redujeron a unos u$s3.300 M.
Para este 2026, analistas del sector proyectaron inicialmente un saldo positivo de entre u$s8.500 M y u$s10.000 M, impulsado fundamentalmente por el incremento de la producción petrolera.
Las cifras del primer semestre terminaron mostrando una aceleración todavía mayor: estimaciones privadas ubicaron el superávit energético cerca de los u$s7.000 M solamente entre enero y junio, apoyado en el aumento de las exportaciones de Vaca Muerta.
El contraste con la situación de una década atrás es significativo si se recuerda que en 2013, la balanza energética había registrado un déficit cercano a los u$s7.000 M.
El crecimiento del shale, la caída de las importaciones de gas y la ampliación de la infraestructura cambiaron gradualmente esa ecuación.
La producción petrolera de Vaca Muerta llegó durante este año a aproximadamente 600.000 barriles diarios y compensó el declino de las cuencas convencionales.
El objetivo oficial es que ese volumen continúe creciendo a medida que entren en funcionamiento los nuevos ductos y terminales.
El riesgo sobre los precios y la oferta local
La otra cara de la liberalización está vinculada con el mercado interno ya que al desaparecer la obligación de realizar una oferta previa, una refinería local que necesite petróleo o una distribuidora que busque comprar gasoil ya no tendrá prioridad formal frente a un comprador extranjero.
La protección dependerá de la capacidad de la Secretaría de Energía para detectar con anticipación un posible faltante y objetar la operación dentro de los plazos establecidos.
El desafío será mayor en períodos de elevada demanda, como la cosecha agrícola, las vacaciones de verano o los meses de invierno, cuando aumenta el consumo de gasoil y GLP.
También puede producirse una tensión de precios porque si una petrolera obtiene mejores condiciones en el exterior, tendrá mayores incentivos para exportar.
Para retener los volúmenes, los compradores locales deberán acercar sus ofertas a la paridad internacional.
La medida será clave para los proyectos que apuntan a colocar el crudo de Vaca Muerta en Estados Unidos, Europa, Brasil, Chile y otros mercados internacionales.
También se convertirá en una prueba para la capacidad regulatoria del Estado y la Secretaría de Energía deberá garantizar que el crecimiento exportador no provoque faltantes, saltos de precios o mayores importaciones de combustibles terminados.
Ese equilibrio marcará el resultado de la reforma: transformar la expansión petrolera en una fuente estable de dólares sin que el mercado interno termine pagando el costo de la desregulación.