Informe de la CEPH

Del 64% al 27%: el desplome de la inversión en petróleo convencional

Mientras Vaca Muerta atrae la atención y los dólares, las cuencas maduras que aún sostienen gran parte del abastecimiento energético del país se hunden por falta de inversión. La CEPH advierte que la crisis ya afecta la producción, el empleo y la recaudación provincial.

Mientras los números récords de producción no convencional - particularmente en Vaca Muerta - ocupan los titulares, en las sombras se profundiza una crisis estructural que amenaza con comprometer el equilibrio del sistema energético argentino: el derrumbe de la producción convencional de hidrocarburos.

Según un reciente informe de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), la situación es crítica. En los últimos diez años, la participación de las inversiones destinadas a yacimientos convencionales cayó del 64% en 2015 al 27% en 2024, y todo indica que esa proporción seguirá bajando en 2025.

Una caída que no se detiene
La caída de la inversión en las cuencas maduras no es nueva, pero se ha vuelto más aguda. Aunque el total de inversiones en el sector petrolero creció en los últimos años - pasando de USD 7.000 millones en 2018/2019 a USD 12.800 millones en 2024 -, el grueso de ese capital se destinó al desarrollo no convencional, en especial en la Cuenca Neuquina.

Las cuencas convencionales, como la del Golfo San Jorge, la Austral o la Cuyana, recibieron recursos por encima de los niveles de 2017-2019, pero no lograron frenar el declino de producción, que llegó al 6% anual. Esto se traduce en pozos cada vez menos rentables, infraestructura subutilizada, y altos costos operativos, que hoy rondan entre los USD 35 y USD 45 por barril.

Un aporte aún decisivo
A pesar de su retroceso, la producción convencional sigue siendo vital para el sistema energético argentino. En 2024, esta modalidad representó:

• 46% de la producción total de petróleo.
• 37% de la producción de gas natural.

Además, la mayor parte de esta producción se destina al abastecimiento del mercado interno, con un rol clave para el parque de refinación y el suministro residencial e industrial.

La Cuenca del Golfo San Jorge es, por lejos, la principal productora convencional del país: concentró el 58% del crudo convencional en 2024, seguida por la Cuenca Neuquina (31%) y la Cuenca Austral (41% del gas convencional).

Impacto fiscal y empleo en riesgo
El declino de la actividad no solo pone en jaque el abastecimiento energético, sino también las finanzas públicas y el empleo regional. En 2024, las regalías por explotación convencional promediaron USD 1.400 millones anuales, con fuerte impacto en provincias como:

• Chubut: USD 392 millones.
• Santa Cruz: USD 311 millones.
• Neuquén: USD 209 millones.
• Mendoza: USD 181 millones.

A esto se suman los ingresos por Ingresos Brutos, retenciones a la exportación (que promediaron USD 144 millones anuales en los últimos tres años), y otros tributos provinciales y nacionales.

La CEPH advierte que sin una política de reactivación inmediata, este declino tendrá consecuencias severas: menor recaudación, cierre de yacimientos, pérdida de empleo y mayor dependencia del gas no convencional, cuya expansión está atada a restricciones logísticas y financieras.

Un régimen para frenar el colapso
Ante este panorama, la CEPH propone la creación de un Régimen de Reactivación de la Producción Convencional, con un paquete de medidas impositivas, operativas y regulatorias orientadas a sostener y revitalizar esta actividad clave.

Entre los principales ejes del régimen propuesto, se destacan:

• Reducción de regalías al 6% o implementación de un sistema dinámico según productividad.
• Eliminación de impuestos distorsivos, como derechos de exportación.
• Incentivos fiscales: amortización acelerada, deducciones especiales en Ganancias, uso de Certificados de Crédito Fiscal.
• Estabilidad normativa por 30 años, clave para garantizar previsibilidad.
• Beneficios aduaneros: eliminación de aranceles a la importación de bienes y servicios.
• Exenciones de Ingresos Brutos durante 5 años.
• Régimen cambiario especial, que permita mantener parte de los flujos de exportación en el exterior para financiamiento.

El objetivo es claro: prolongar la vida útil de los yacimientos, bajar el lifting cost, sostener el empleo, recuperar producción y mantener ingresos fiscales, todo sin comprometer la estabilidad fiscal nacional.

Reservas que aún importan
La producción convencional no solo es clave hoy, también lo es a futuro. Según la CEPH, las reservas convencionales aún representan:

• 48% de las reservas probadas de petróleo (unos 1.450 millones de barriles, equivalente a 8 años de consumo local).
• 29% de las reservas probadas de gas (140.000 millones de m³, suficientes para 3 años de demanda interna).

Preservarlas es una cuestión estratégica. Abandonarlas, advierte el sector, sería un error costoso e irreversible. La CEPH advierte que aún hay tiempo para actuar, pero la ventana se achica. La caída libre ya comenzó. La decisión de frenar o no el golpe final está en manos del Estado.

Por Daniel Barneda