Los costos operativos de extracción superan los márgenes de rentabilidad, poniendo en riesgo el 48% de las reservas probadas del país y comprometiendo el abastecimiento de crudo pesado a las refinerías.
El sector de hidrocarburos convencionales en Argentina, vital para el abastecimiento interno y la economía regional, ha alcanzado un punto de inflexión crítica que obligó a una acción coordinada entre el Estado Nacional, las provincias productoras y la industria. La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) advirtió que la explotación convencional se encuentra en una fase de «alta fragilidad operativa y acentuado declino“, con un porcentaje significativo de yacimientos en riesgo de quedar inactivos en el corto plazo.
Frente a este escenario, se logró un acuerdo histórico con la provincia de Chubut para implementar un plan de reactivación que busca revertir la tendencia a través de un esquema de esfuerzos compartidos. La piedra angular de esta estrategia es la eliminación de las retenciones a la exportación de crudo convencional, una medida largamente solicitada que, según la industria, resulta fundamental para impulsar la inversión, prolongar la vida útil de los yacimientos maduros y, crucialmente, preservar el empleo. Sin embargo, el sector petrolero enfatiza que esta medida es un paso indispensable pero no suficiente sin un régimen legal específico que modifique de raíz la estructura de costos y la carga impositiva.
Costos que superan los márgenes
El principal factor que impulsó el acuerdo es el desequilibrio económico que sufren los campos maduros, que contrasta con la realidad de Vaca Muerta. El informe técnico de la CEPH detalla que el «lifting cost» (costo de extracción), dependiendo de la cuenca, se ubica entre los 35 y 45 dólares por barril (USD/bbl). Este costo elevado se debe a la necesidad de inyectar un flujo creciente de recursos para aminorar el declino natural de los pozos. La Cámara sostiene que, con los costos operativos y carga impositiva actual, la explotación convencional tiene “márgenes de rentabilidad casi nulos o negativos”.
Este aumento de los costos operativos choca de frente con una disminución notable en los ingresos por venta, ya que el precio promedio del petróleo, que a principios de 2024 promediaba los 72 USD/bbl (considerando el mercado interno y externo), cayó a 62 USD/bbl en el promedio del segundo trimestre de 2025, lo que representa una merma del 15% en los ingresos. Esta caída del precio de venta, precisada en 10 dólares en el último año, sumada a los altos costos, ha erosionado de forma significativa la rentabilidad.
La situación se ilustra con una secuencia de eventos: la industria estima que para perforar un nuevo pozo y mantener la producción, el gasto de capital (CAPEX) necesario se estima en 25 USD/barril. Al ser el margen operativo menor que este umbral, la actividad se desalienta y no se puede perforar. La consecuencia inmediata es que la producción cae a una tasa del 12% anual, alimentando un círculo vicioso: con la caída de la producción, los costos operativos unitarios (OPEX) aumentan, lo que reduce el margen aún más hasta que este se vuelve nulo, poniendo en riesgo la explotación de los yacimientos activos y no animando la apertura de nuevos pozos. En el caso del gas natural, el panorama no es mejor, ya que el precio de venta en el último período estival fue incluso inferior a 1 USD/MMBTU.
La relevancia de la estrategia
Pese al gran protagonismo del shale de Vaca Muerta, el sector convencional sigue siendo el ancla de la matriz energética y productiva argentina y su declino acelera riesgos logísticos para el país. Actualmente, las reservas probadas de petróleo convencional ascienden a 1.450 millones de barriles, lo que representa el 48% del total de reservas probadas del país y equivale a aproximadamente ocho años de consumo del parque refinador local. En 2024, el crudo convencional representó el 46% de la producción total de petróleo, siendo la Cuenca del Golfo San Jorge la de mayor peso, al concentrar el 58% del total.
A pesar del esfuerzo realizado por las operadoras que siguen apostando a la actividad, el capital destinado a la producción de petróleo y gas no convencional se redujo desde el 2015 un 4% anual y las inversiones totales pasaron de representar del 64% al 27%.
La caída de la producción convencional no solo compromete el superávit de la balanza comercial del sector, sino que también amenaza con complicar el abastecimiento de las refinerías que requieren crudo pesado para la producción de combustibles. Respecto al gas, la amenaza se focaliza en las zonas de alta demanda del sur, ya que “todavía no existe infraestructura suficiente para reemplazar el producto de las cuencas más australes por el no convencional, que se genera prioritariamente en Vaca Muerta”. Esto pone en evidencia que la dependencia logística y el tipo de crudo necesario para refinar hacen que el sector convencional mantenga un lugar protagónico en la matriz energética local.
El peso del escenario fiscal
La actividad convencional es un pilar fiscal para las provincias. En los últimos años, la recaudación por regalías vinculadas a la explotación convencional promedió los USD 1.400 millones anuales. A nivel nacional, la recaudación por Derechos de Exportación (retenciones) al crudo convencional se estima que promedió los USD 144 millones anuales en los últimos tres años. Esta es precisamente la carga tributaria, de hasta el 8% para crudo, que se busca eliminar para transferir ese flujo de capital a la inversión en cuencas maduras. El sector es clave también para la balanza comercial, ya que las exportaciones de crudo convencional explicaron en 2024 unos 1.900 millones de dólares sobre un total sectorial de 5.473 millones.
El entendimiento firmado por el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, y las autoridades nacionales establece un esquema de esfuerzos compartidos que se extenderá progresivamente al resto de las provincias productoras. Este compromiso es de carácter tripartito: el Estado Nacional se compromete a adecuar el régimen de derechos de exportación, avanzando en la quita total de las retenciones; la Provincia de Chubut ratifica y profundiza sus políticas de acompañamiento mediante la revisión de regalías y cánones; y las empresas se comprometen a sostener la producción y los planes de inversión necesarios para garantizar la continuidad de la actividad, enfocándose en la reactivación de yacimientos.
Sin embargo, la CEPH concluye que es “imprescindible diseñar un régimen legal específico que impulse el desarrollo de la actividad”, moderando sus costos crecientes con la eliminación de impuestos distorsivos, alivianando la carga que implica el pago de regalías y cánones e incluyendo un nuevo régimen laboral y de capacitación, para adaptar el empleo a una nueva realidad. Este marco regulatorio, sostienen, debe generar estabilidad fiscal, cambiaria y normativa por 30 años, siguiendo modelos internacionales. Países como Canadá y Estados Unidos (en estados como Texas y Wyoming) aplican esquemas de regalías diferenciadas o exenciones de impuestos sobre la producción para pozos maduros de baja productividad, buscando extender la vida útil de los campos. La industria petrolera argentina impulsa, en este contexto, la creación de un Régimen de Reactivación de la Producción Convencional para asegurar que el alivio de retenciones se traduzca en una sostenibilidad de la actividad que va más allá de los desarrollos de Vaca Muerta. Información extraída de Infobae.
