23:25Baja de retenciones al petróleo convencional: las empresas explicaron por qué no alcanza con Vaca Muerta

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.

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.

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.