Nación y provincias acuerdan reducir retenciones y regalías para un sector petrolero
Con Vaca Muerta acaparando inversiones y la producción convencional en retroceso, el Gobierno busca sostener la actividad en las cuencas históricas mediante incentivos fiscales; a los valores actuales del crudo, la alícuota caerá de 8% a 0%
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LA NACIONSofía Diamante
El Gobierno anunció hoy una reducción de las retenciones aplicadas a la producción convencional de petróleo, con el objetivo de reactivar las inversiones en las cuencas que muestran una mayor declinación en su nivel de oferta. En los últimos años, las principales compañías petroleras comenzaron a concentrar su capital en Vaca Muerta, donde los costos de producción no convencional resultan más competitivos.
El jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y los ministros Diego Santilli (Interior) y Luis Caputo (Economía) anunciaron junto con el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, un acuerdo para reducir los derechos de exportación, actualmente en 8%, aplicados al petróleo producido de manera convencional. A la vez, la provincia ofrecerá una baja de cuatro puntos porcentuales en la alícuota de regalías, que pasará de 12% a 8%.
Hoy, la exportación de petróleo tiene una retención móvil que se ubica en cero cuando el precio internacional del barril es de US$45, y en 8% cuando supera los US$60. Esta escala sería modificada para que, a los valores actuales del crudo (US$63,29), la producción convencional deje de pagar derechos de exportación.
Es un cambio histórico. Las retenciones al petróleo se instalaron en 2002 y nunca se extinguieron, hasta ahora.
La semana próxima se espera que el Gobierno avance con nuevos acuerdos junto al resto de las provincias productoras. Una vez que todas las jurisdicciones interesadas los hayan firmado, el Ejecutivo publicará el decreto que oficializará la reducción en las alícuotas. El costo fiscal para Nación sería de alrededor de US$73 millones anuales, según cálculos de la consultora Economía y Energía (EyE).
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 un punto de inflexión. El sector quedó dividido entre áreas de alta rentabilidad, ubicadas principalmente en la cuenca neuquina, y zonas de baja o media rentabilidad, distribuidas en el resto del país, donde se concentran yacimientos con más de 50 años de historia.
Este nuevo mapa productivo exige un cambio de enfoque por parte de las autoridades provinciales y de los sindicatos, que deberán adaptarse a márgenes de rentabilidad más estrechos para evitar una caída brusca de la actividad.
La producción no convencional se basa en la perforación horizontal de pozos, en lugar de vertical, y en el uso del fracking, que consiste en inyectar grandes volúmenes de agua y arena para fracturar la roca y mantener abiertas las grietas que permiten extraer petróleo y gas.
Un pozo no convencional en Vaca Muerta cuesta, en promedio, US$12 millones entre la perforación y la puesta en marcha. A lo largo de su vida productiva puede acumular 1,2 millones de barriles, lo que deja un costo promedio de perforación de US$10 por barril. Su mantenimiento ronda los US$3 por barril, por lo que el costo total por unidad asciende a US$13. La inversión se recupera en un plazo de entre 18 y 24 meses, y la vida útil del pozo se estima en unos 20 años.
En el caso del petróleo convencional, un pozo cuesta alrededor de US$4 millones, pero su producción total apenas alcanza los 120.000 barriles, es decir, el 10% de lo que rinde uno de Vaca Muerta. Además, su mantenimiento es bastante más costoso: unos US$35 por barril. En conjunto, el costo por unidad se ubica entre US$55 y US$58, lo que contrasta de manera significativa con los US$13 que demanda un pozo no convencional. Las diferencias de rentabilidad entre ambos modelos productivos son, por lo tanto, profundas.
Las grandes operadoras –YPF, Vista Energy, Pan American Energy (PAE) y Tecpetrol, entre otras– destinan casi todas sus inversiones a Vaca Muerta, una formación que exige fuertes desembolsos iniciales, pero ofrece márgenes de rentabilidad muy elevados.
Los pozos maduros, en cambio, quedan en manos de empresas más pequeñas, enfocadas en servicios de perforación y mantenimiento, que cuentan con estructuras más livianas y una mayor flexibilidad operativa.
Entre enero y septiembre, la Argentina produjo en promedio 790.000 barriles diarios de petróleo, lo que representa un aumento de casi 13% respecto de la oferta registrada en el mismo período de 2024, según datos de Economía y Energía (EyE). De ese total, el país exportó 252.000 barriles diarios (32% de la producción nacional), de los cuales 214.000 provinieron de la cuenca neuquina (27.000 de San Jorge y 11.000 de la Austral y NOA).
El incremento de la oferta se explicó por el crecimiento de 27% interanual de la producción no convencional, concentrada en Neuquén, que compensó la caída de casi 4% del segmento convencional, localizado principalmente en Chubut, Santa Cruz y también en áreas maduras de Neuquén. En detalle, la producción no convencional alcanzó los 476.000 barriles diarios (60%), mientras que la convencional llegó a 313.600 barriles diarios (40%).
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