Cambio de época: el Gobierno baja impuestos al petróleo “viejo” opacado por el boom de Vaca Muerta

El Gobierno redujo hoy las retenciones aplicadas a la producción convencional de petróleo con el objetivo de reactivar las inversiones en las cuencas maduras, que vienen mostrando una sostenida caída en sus niveles de producción. En los últimos años, las principales compañías petroleras concentraron su capital en Vaca Muerta, donde los costos de la producción no convencional resultan sensiblemente más competitivos.

En un contexto de precios internacionales a la baja, a través del decreto 59, publicado hoy en el Boletín Oficial, el Ejecutivo modificó los valores de referencia del crudo a partir de los cuales la producción convencional comienza a pagar derechos de exportación.

Para la exportación de petróleo de Vaca Muerta se mantiene el esquema vigente de retenciones móviles: la alícuota es cero cuando el precio internacional del barril se ubica en US$45 y asciende progresivamente al 8% cuando supera los US$60. Actualmente se encuentra en US$70, valor al que se disparó en los últimos días por la tensión en Irán.

Para el resto de las cuencas, en cambio, el nuevo esquema establece que las exportaciones comenzarán a tributar retenciones cuando el precio del barril supere los US$65, con una escala progresiva que alcanza el máximo del 8% recién cuando el valor internacional supera los US$80.

“La producción de hidrocarburos en el país, proveniente de yacimientos convencionales, atraviesa una situación compleja, producto del natural grado de agotamiento de los yacimientos, el incremento de los costos operativos y el impacto de las condiciones macroeconómicas internacionales”, dice el decreto.

Las retenciones al petróleo se implementaron en 2002 y, desde entonces, nunca llegaron a eliminarse por completo.

Impulsada por la decisión de YPF de desprenderse de sus activos maduros y concentrarse en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta, la industria petrolera atraviesa hoy un punto de inflexión. El sector quedó dividido entre áreas de alta rentabilidad, ubicadas principalmente en la cuenca neuquina, y zonas de rentabilidad baja o media, distribuidas en el resto del país, donde predominan yacimientos con más de 50 años de historia.

Este nuevo mapa productivo obliga a un cambio de enfoque por parte de las autoridades provinciales y de los sindicatos, que deben adaptarse a márgenes de rentabilidad más estrechos para evitar una caída abrupta de la actividad en las cuencas maduras.

La producción no convencional se basa en la perforación horizontal de pozos —a diferencia de la perforación vertical tradicional— y en el uso del fracking, una técnica que consiste en inyectar grandes volúmenes de agua y arena para fracturar la roca y mantener abiertas las grietas que permiten la extracción de petróleo y gas.

Un pozo no convencional en Vaca Muerta cuesta, en promedio, unos US$12 millones entre la perforación y la puesta en marcha. A lo largo de su vida productiva puede acumular cerca de 1,2 millones de barriles, lo que arroja un costo de perforación de alrededor de US$10 por barril. El mantenimiento ronda los US$3 por barril, de modo que el costo total por unidad se ubica en torno a los US$13. La inversión se recupera en un plazo de entre 18 y 24 meses, mientras que la vida útil del pozo se estima en unos 20 años.

En el caso del petróleo convencional, un pozo demanda una inversión cercana a los US$4 millones, pero su producción total apenas alcanza los 120.000 barriles, es decir, apenas el 10% de lo que rinde un pozo en Vaca Muerta. Además, el mantenimiento es considerablemente más costoso: alrededor de US$35 por barril. En conjunto, el costo total por unidad se ubica entre US$55 y US$58, una diferencia significativa frente a los US$13 de la producción no convencional. Las brechas de rentabilidad entre ambos modelos son, por lo tanto, profundas.

Las grandes operadoras —como YPF, Vista Energy, Pan American Energy (PAE) y Tecpetrol, entre otras— destinan hoy casi la totalidad de sus inversiones a Vaca Muerta, una formación que requiere fuertes desembolsos iniciales, pero ofrece márgenes de rentabilidad muy elevados.

Los yacimientos maduros, en cambio, quedan mayormente en manos de empresas más pequeñas, enfocadas en servicios de perforación y mantenimiento, con estructuras más livianas y una mayor flexibilidad operativa.

El año pasado, la Argentina produjo en promedio 861.000 barriles diarios de petróleo, lo que representó un aumento cercano al 13% respecto de la oferta registrada en 2024, según datos de Economía y Energía (EyE).

El incremento de la oferta se explicó por el crecimiento interanual del 31% de la producción no convencional, concentrada en Neuquén, que compensó la caída del 13% registrada en el segmento convencional, localizado principalmente en Chubut, Santa Cruz y también en áreas maduras de Neuquén. En términos desagregados, la producción no convencional alcanzó los 576.000 barriles diarios (67% del total), mientras que la convencional se ubicó en 286.000 barriles diarios (33%).

Por Sofía Diamante

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