Estimar el break even en las áreas convencionales es difícil, no solo por los trabajados diferenciados que requiere cada pozo, sino por la incidencia que tiene la realidad de cada compañía en la formación de los costos. En ese sentido, las firmas más pequeñas apuntan a reducir los valores con una estructura de funcionamiento más reducida y sin la necesidad de solventar casas matrices, mientras que las firmas pioneras en la Cuenca Neuquina se valen de su know-how para incrementar los márgenes de rentabilidad. Sin embargo, los ojos de las empresas fijados en la producción del shale llevan a que muchas desestimen ciertas inversiones necesarias en los pozos maduros, lo que distorsiona el nivel del break even en ese sector.

Con estas cifras, sumadas a la imposición del llamado techo al Brent, que fija el valor del barril a 59 dólares con una cotización del dólar del orden de los 50 pesos, la producción en los yacimientos convencionales se hace cuesta arriba. Si bien los campos maduros ya tienen su inversión inicial amortizada, su antigüedad y el grado de declino de su productividad requieren no solo de más tareas de mantenimiento sino de la aplicación de otras técnicas como la recuperación secundaria, el bombeo mecánico o la mayor inyección de agua. Todas ellas incrementan la cifra del break even y motivaron a algunas compañías a bajar equipos, a la espera de un escenario más alentador para la producción petrolera.

En otros casos, no obstante, las empresas estimaron que el llamado barril criollo afecta más a sus niveles de competitividad en relación con las áreas que explotan en otros países. En ese sentido se viene expresando Sean Rooney, presidente de Shell en Argentina, quien aseguró durante una conferencia de la Argentina Oil and Gas que “los precios de Vaca Muerta no son competitivos con respecto a la cuenca Permian”.

Otras operadoras, que basan su desarrollo en la explotación del shale, se amparan en los márgenes de rentabilidad aún positivos de los no convencionales para subsidiar las operaciones en los campos maduros que, en muchos casos, no alcanzan un break even suficiente para sostenerse en el contexto del barril criollo. Utilizan sus ingresos para hacer frente a las deudas y los gastos operativos, pero la falta de rentabilidad impacta en las decisiones de inversiones a futuro.

Los límites tan acotados entre los costos de producción y el valor de mercado del barril llevaron a otras empresas como YPF a diseñar planes de exploración basados en ventajas impositivas, como la reducción del porcentaje de regalías que hizo el gobierno de Mendoza para fomentar la extracción de petróleo pesado en el área de Llancanelo. Para Alberto Saggese, presidente de Gas y Petróleo del Neuquén, el caso mendocino es excepcional ya que las regalías no pueden verse como una forma de reducir el break even.