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El sector de hidrocarburos convencionales en Argentina, vital para el abastecimiento interno y la econom\u00eda regional, ha alcanzado un punto de inflexi\u00f3n cr\u00edtica que oblig\u00f3 a una acci\u00f3n coordinada entre el Estado Nacional, las provincias productoras y la industria. La C\u00e1mara de Exploraci\u00f3n y Producci\u00f3n de Hidrocarburos (CEPH)<\/b> advirti\u00f3 que la explotaci\u00f3n convencional se encuentra en una fase de “alta fragilidad operativa y acentuado declino<\/b>\u201c, con un porcentaje significativo de yacimientos en riesgo de quedar inactivos en el corto plazo.<\/p>\n
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Este aumento de los costos operativos choca de frente con una disminuci\u00f3n notable en los ingresos por venta, ya que el precio promedio del petr\u00f3leo, que a principios de 2024 promediaba los 72 USD\/bbl<\/b> (considerando el mercado interno y externo), cay\u00f3 a 62 USD\/bbl<\/b> en el promedio del segundo trimestre de 2025, lo que representa una merma del 15%<\/b> en los ingresos. Esta ca\u00edda del precio de venta, precisada en 10 d\u00f3lares<\/b> en el \u00faltimo a\u00f1o, sumada a los altos costos, ha erosionado de forma significativa la rentabilidad.<\/p>\n
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La situaci\u00f3n se ilustra con una secuencia de eventos: la industria estima que para perforar un nuevo pozo y mantener la producci\u00f3n, el gasto de capital (CAPEX<\/i>) necesario se estima en 25 USD\/barril<\/b>. Al ser el margen operativo menor que este umbral, la actividad se desalienta y no se puede perforar<\/b>. La consecuencia inmediata es que la producci\u00f3n cae a una tasa del 12% anual<\/b>, alimentando un c\u00edrculo vicioso: con la ca\u00edda de la producci\u00f3n, los costos operativos unitarios (OPEX<\/i>) aumentan, lo que reduce el margen a\u00fan m\u00e1s hasta que este se vuelve nulo, poniendo en riesgo la explotaci\u00f3n de los yacimientos activos y no animando la apertura de nuevos pozos. En el caso del gas natural<\/b>, el panorama no es mejor, ya que el precio de venta en el \u00faltimo per\u00edodo estival fue incluso inferior a 1 USD\/MMBTU<\/b>.<\/p>\n
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Pese al gran protagonismo del shale de Vaca Muerta, el sector convencional sigue siendo el ancla de la matriz energ\u00e9tica y productiva argentina y su declino acelera riesgos log\u00edsticos para el pa\u00eds. Actualmente, las reservas probadas de petr\u00f3leo convencional ascienden a 1.450 millones de barriles<\/b>, lo que representa el 48% del total de reservas probadas<\/b> del pa\u00eds y equivale a aproximadamente ocho a\u00f1os de consumo del parque refinador local. En 2024, el crudo convencional represent\u00f3 el 46% de la producci\u00f3n total<\/b> de petr\u00f3leo, siendo la Cuenca del Golfo San Jorge<\/b> la de mayor peso, al concentrar el 58%<\/b> del total.<\/p>\n
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A pesar del esfuerzo realizado por las operadoras que siguen apostando a la actividad, el capital destinado a la producci\u00f3n de petr\u00f3leo y gas no convencional se redujo desde el 2015 un 4% anual<\/b> y las inversiones totales pasaron de representar del 64% al 27%<\/b>.<\/p>\n
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La ca\u00edda de la producci\u00f3n convencional no solo compromete el super\u00e1vit de la balanza comercial del sector, sino que tambi\u00e9n amenaza con complicar el abastecimiento de las refiner\u00edas<\/b> que requieren crudo pesado<\/b> para la producci\u00f3n de combustibles. Respecto al gas, la amenaza se focaliza en las zonas de alta demanda del sur, ya que \u201ctodav\u00eda no existe infraestructura suficiente para reemplazar el producto de las cuencas m\u00e1s australes por el no convencional, que se genera prioritariamente en Vaca Muerta<\/b>\u201d. Esto pone en evidencia que la dependencia log\u00edstica y el tipo de crudo necesario para refinar hacen que el sector convencional mantenga un lugar protag\u00f3nico en la matriz energ\u00e9tica local.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
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