Alertan que los yacimientos convencionales ya trabajan con márgenes que no sostienen la actividad
Actualidad21/11/2025
REDACCIÓN
Petroleo imagen de archivo
En la industria petrolera se instaló una preocupación que ya trasciende lo técnico y atraviesa la agenda política de las provincias productoras. Las empresas que operan yacimientos maduros señalan que el convencional ingresó en una “zona de inviabilidad” debido a costos que no encuentran correlato con los precios internos del crudo. Ese diagnóstico surge de un informe reciente elaborado por la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), que incluyó datos de estructura de costos, niveles de inversión y estado actual de los campos del Golfo San Jorge y la Cuenca Austral.
El planteo apareció con más fuerza luego del acuerdo entre la Nación y Chubut, sellado el 18 de noviembre, para reducir retenciones y regalías con la condición de reinyectar esos fondos en productividad. La CEPH respalda ese entendimiento y propone ampliarlo a todas las provincias petroleras, al entender que el problema no responde a una coyuntura puntual, sino a la pérdida sostenida de rentabilidad de los pozos tradicionales.
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Según el informe, el lifting cost del convencional se ubica entre 34 y 45 dólares por barril, mientras el precio promedio de venta interna cayó de 72 a 62 dólares en un año. A esa brecha se suman regalías, retenciones e Ingresos Brutos, que elevan el costo total por encima del precio que hoy pagan las refinerías. Como referencia, el “precio de corte” que permitiría sostener la actividad en el Golfo San Jorge ronda los 72 dólares por barril, cifra lejos del valor actual.
El análisis técnico advierte que la caída de la perforación profundiza el problema. Una baja superior al 50% en actividad de equipos genera una caída natural del 12% anual en la producción, fenómeno que luego empuja los costos unitarios hacia arriba y acelera el deterioro de los campos. Para las provincias eso implica menos actividad, menos empleo y una reducción notable en regalías.
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Aunque el shale de Vaca Muerta concentra hoy la mayor atención, el convencional aún aporta el 46% del petróleo y el 37% del gas. La CEPH remarca que ese volumen sigue siendo decisivo para dos segmentos del sistema energético: las refinerías y el abastecimiento invernal. El parque refinador argentino necesita una proporción importante de crudo pesado del sur, sin el cual debería importarse petróleo más caro, con impacto inmediato en los combustibles. En paralelo, el gas del sur cubre picos de consumo en regiones donde la infraestructura desde Neuquén no alcanza.
Las inversiones confirman la tendencia. Mientras el no convencional crece, el convencional pasó de captar el 64% de la inversión en 2015 a solo el 27% en la actualidad. Las provincias ya sienten el efecto: Chubut obtuvo en 2024 unos 392 millones de dólares en regalías convencionales y Santa Cruz recaudó 311 millones. Una caída mayor pondría en riesgo la principal fuente de ingresos de numerosos municipios patagónicos.
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Ante este escenario, la CEPH propone un Régimen de Reactivación de la Producción Convencional basado en retenciones cero, regalías reducidas o flexibles, amortización acelerada, eliminación temporal de Ingresos Brutos, estabilidad fiscal por 30 años y medidas laborales que permitan mayor eficiencia operativa. El planteo incluye una Ventanilla Única Digital y reglas ambientales simplificadas para acelerar inversiones.
La Cámara sostiene que el convencional generó en 2024 más de 1.900 millones de dólares en exportaciones y que su declino acelerado afectaría la balanza energética, la recaudación provincial y el abastecimiento nacional. La advertencia es concreta: sin un alivio fiscal inmediato, los campos maduros pueden entrar en un ciclo de abandono progresivo, con reservas equivalentes apenas a tres años de demanda interna.
Fuente: La Opinión Austral
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