Con un precio de 65 dólares, en Chubut queda un saldo positivo de 2,6 dólares y en Santa Cruz, una pérdida de 2,1. Si el precio del barril cae a 60, ambas provincias dan saldo negativo, aunque en los yacimientos santacruceños el quebranto es peor y se extiende hasta los 5 dólares por barril. Cuáles son los estímulos que se piden a Nación.

La producción de hidrocarburos de Argentina en cuencas maduras, como San Jorge, enfrenta un declive natural significativo, lo que plantea serios desafíos a las economías regionales, las finanzas provinciales y nacionales, la balanza de pagos y las reservas de divisas del país. Esta disminución, observada en varias cuencas desde la fase de crecimiento exponencial posterior al proceso de privatización en la década de 1990, es ahora más pronunciada que la tasa natural esperada.

Un informe elaborado desde el Observatorio de Economía de la Facultad de Ciencias Económicas de la U.N.P.S.J.B, por parte del economista Alejandro Jones, destaca que la disminución de la producción en las cuencas de hidrocarburos convencionales consideradas entre 2009 y 2025 fue de un sustancial 51%, con un promedio de 3,2% anual durante 16 años.

Esto es marcadamente más alto que la tasa de disminución natural esperada para dichas cuencas, que normalmente se estima entre el 1,5% y el 2% anual. La provincia de Santa Cruz muestra la caída más significativa, con casi un 50% en 16 años y un promedio del 10% anual en el último lustro.

En efecto, en enero de 2009, Santa Cruz producía 6.159.412 metros cúbicos, mientras en marzo de 2025 había retrocedido a 3.091.117 metros cúbicos.Chubut pasó de 7.940.663 metros cúbicos a 6.302.122 metros cúbicos. En ambas provincias, el retroceso se verifica especialmente entre 2020 y 2025, porque habían logrado un incremento de producción hasta febrero de aquel año.

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Según los datos relevados por Jones, os campos de Chubut habían alcanzado, en febrero de 2020, un valor de 8.290.349 metros cúbicos, lo que significa un incremento del 4,5% con relación a febrero de 2009, para caer fuertemente en los últimos 5 años, a un ritmo promedio del 5% anual.

En Santa Cruz, la suba había sido más atenuada, al alcanzar los 6.185.971 en febrero de 2020, lo que significó un incremento del 0,5% respecto a enero de 2009. A partir de ese período, previo al inicio de la pandemia del COVID 19, la producción cayó aceleradamente, acumulando un 49,8% en 5 años, a un promedio del 10% anual.

Provincia Producción en enero de 2009 (m³) Producción en febrero de 2020 (m³) Cambio acumulado en 11 años Producción en marzo de 2025 (m³) Cambio acumulado (%) en 16 años Cambio acumulado en 5 años Promedio anual (%)

Santa Cruz 6.159.412 6.185.971 +0,5% 3.091.117 -49,8% -50,03% -10%

Chubut 7.940.663 8.290.349 +4,5% 6.302.122 -20,6% -24% -5%

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La madurez geológica de los yacimientos convencionales es un factor importante para explicar los números en rojo. Incluso Neuquén, conocida por su producción no convencional, ha experimentado una marcada caída en su producción convencional, según destaca el informe de Jones. Sin embargo, el ritmo de caída es muy superior al esperable, tal como destaca el informe del licenciado Jones.

Esta disminución acelerada confirma lo que es demasiado evidente para chubutenses y santacruceños: la inversión se está dirigiendo hacia otras zonas. Sin embargo, más allá de las situaciones obvias, el trabajo sostiene que para contrarrestar esta tendencia y fomentar nuevas inversiones en cuencas convencionales maduras, es crucial comprender la compleja estructura de costos de producción.

Cuánto cuesta producir un barril de petróleo en San Jorge

Jones sostiene que determinar una estructura de costos representativa para los hidrocarburos de cuencas maduras es un desafío debido al creciente número de operadores, las características únicas de cada campo dentro de una cuenca y la diversidad de precios.

El informe utiliza el costo por barril como métrica clave, derivado del precio internacional del petróleo Brent con descuentos promedio por calidad. Con ese objetivo, estimó un precio neto promedio de las ventas de petróleo crudo en 2024 en US$65 por barril, considerando las ventas al mercado interno y utilizando los costos determinados a partir de la información financiera de cuatro importantes operadoras, que representan aproximadamente el 80% de la extracción convencional.

Frente a este precio de referencia de US$ 65 por barril, el informe presenta la siguiente estructura de costos promedio para la cuenca San Jorge:

Concepto Valor (US$)
Valor por barril (Brent menos descuentos) 65
OPEX (Gastos Operacionales) 34,5
IIBB (Impuesto a los ingresos brutos) 1,8
Regalías y Otros 8,1
CAPEX (Gastos de Capital – promedio de 2 años) 14,2
Impuesto a las Ganancias 1,6
Margen de Utilidad Neta por barril 4,7
Rentabilidad Neta sobre el valor de las ventas 7,30%

Este análisis muestra que a US$ 65 por barril, la actividad en cuencas maduras convencionales casi no ofrece incentivos para la inversión. Estos valores, incluso, son mejores que los que se obtienen en la cuenca San Jorge, como se verá a continuación.

Por qué Santa Cruz tiene más dificultades que Chubut

Cuando el informe desglosa lo que ocurre a un lado y otro de la cuenca, el problema se agrava especialmente para el norte santacruceño, a partir de la menor producción de sus yacimientos.

Jones revela que mientras Chubut mantiene un margen de ganancia de US$2,6 por barril, con el mismo supuesto del barril a US$65, en Santa Cruz con ese precio ya hay quebranto, con una pérdida de US$2,1 por barril y una Rentabilidad negativa sobre las ventas del -3,23%.

Frente a esta evaluación de costos, el informe considera que la actividad en Santa Cruz es económicamente inviable.

El problema se agrava al trasladar los cálculos hacia un barril de US$60, en un escenario altamente probablemente para las actuales condiciones del mercado. Chubut, que todavía tenia un cierto margen con precio promedio de US$ 65, ahora pasa a una una pérdida de 40 centavos de dólar (0,7% de Rentabilidad Neta) por cada barril producido , mientras que en Santa Cruz el quebranto se eleva hasta el 8,6% por cada barril.

Provincia Valor por barril (U$S) OPEX (U$S) IIBB (U$S) Regalías y Otros (U$S) CAPEX (U$S) COSTO DE PRODUCC.BARRIL (US$) Impuesto a las Ganancias (U$S) Margen de Utilidad Neta (U$S) Rentabilidad Neta (%)
Chubut 60 34,5 1,7 10,2 14,2 46,5 -0,1 -0,4 -0,73%
Santa Cruz 60 39 1,7 9,6 16,8 50,3 -1,8 -5,2 -8,6%

Jones explicó que el costo de producción por barril se estima en base a la suma del opex (costo de producción, más el pago de ingresos brutos y otros impuestos, más las regalías. Como se observa en el cuadro, con un precio de 60 dólares, el costo asciende a 46,5 y 50,3 dólares, para Chubut y Santa Cruz, respectivamente.

“Con la diferencia entre el precio de venta, que en este ejemplo sería 60 dólares y el costo de producción, se debe afrontar el pago de la inversión y ganancias, para luego ver cuál es la rentabilidad”, explicó el economista.

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El informe concluye que, en un rango de precios de US$60 a US$70 por barril, la situación para las cuencas convencionales maduras es compleja y la caída será significativamente mayor que la tasa natural.

La necesidad de contar con incentivos para invertir

El análisis de la estructura de costos también apunta hacia posibles formas de incentivar la inversión en estas cuencas convencionales maduras. Los incentivos solicitados se resumen en dos grandes grupos:

1. Aumento del Ingreso: Implica eliminar barreras de acceso al precio internacional, específicamente eliminando aranceles a la exportación y aplicando solo descuentos por calidad. Vale recordar que días atrás, el gobernador Ignacio Torres solicitó al ministro Luis Caputo la misma medida, es decir la reducción de retenciones a la exportación.

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También propone permitir a los operadores la libre disponibilidad de las divisas generadas para pagar la importación de equipos e insumos necesarios para la recuperación secundaria y terciaria, y conservar la moneda producida en su forma original.

2.Reducción de costos: Esto se puede lograr a través de varios componentes, con decisiones que dependen del ámbito nacional. Entre otras, se mencionan aranceles diferenciales de importación para bienes y servicios necesarios para la producción; disminución de retenciones a la exportación; reducción de las tasas de impuesto sobre la renta para las empresas operativas y sus proveedores de servicios; permitir la depreciación acelerada de equipos para efectos del impuesto sobre la renta; IVA diferencial para operadores y empresas de servicios.

A nivel provincial, las medidas de incentivo propuestas son algunas de las que ya se están aplicando por parte del gobierno, como la reducción de regalías y otros componentes fiscales equivalentes como bonificaciones y regalías adicionales; reducción del impuesto a los Ingresos Brutos, con efecto cascada sobre los precios de los bienes y servicios adquiridos por los operadores.

Y a nivel sociedad y sindicatos, se sugiere implementar convenios colectivos de trabajo más efectivos y eficientes, adaptados al sistema productivo de las cuencas.

El informe analiza específicamente un proyecto de ley que se encuentra actualmente en trámite en el Congreso Nacional, que es impulsado por la diputada nacional Ana Clara Romero. Las principales medidas de incentivo propuestas en esta iniciativa incluyen.

•Depreciación acelerada para nuevas inversiones.
•Tasa del 0% para derechos de exportación.
•Tasa del 0% para derechos de importación.
•Reducción del tipo impositivo del Impuesto sobre Sociedades al 25% para las empresas que realicen actividades de hidrocarburos convencionales.
•Permitir una deducción del 50% para las inversiones en prospección, exploración y abandono de pozos a efectos del impuesto sobre la renta corporativa.
•Una reducción del 30% en el tipo del IVA.

El costo de estas medidas sería muy bajo para las cuentas de Nación

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La implementación de estas medidas tendría efectos fiscales, principalmente en el Impuesto a la Renta y los Derechos de Exportación, ya que son los impuestos directamente afectados por los cambios propuestos. Jones evalúa el impacto fiscal, para concluir que el costo de estos incentivos tendrían muy bajo para las cuentas públicas del gobierno nacional.

Para el año 2024, la producción convencional de hidrocarburos de cuencas maduras contribuyó con una proporción relativamente pequeña a la recaudación total de estos impuestos:

La contribución de los derechos de exportación fue inferior al 3% de la recaudación total de derechos de exportación de ARCA. Cabe destacar que los derechos de exportación e importación no se comparten con las provincias, por lo que los cambios aquí propuestos sólo afectarían los ingresos del gobierno nacional.

Asimismo, se indica que el impuesto sobre la renta tuvo una contribución menor al 2% de la recaudación total de ese tributo por parte de ARCA en 2024. Para las provincias, la merma de la masa coparticipable sería del 1,12%, lo que significa que no implicaría un esfuerzo imposible de afrontar.

El objetivo es atenuar el declino natural, ya que no puede revertirse

El objetivo de estas políticas de incentivos no es necesariamente revertir el declive natural hacia un crecimiento positivo, sino reducir la tasa de disminución de la producción del promedio anual actual del 3,2% acercándola a la tasa de declive natural esperada del 1,5% ó 2%.

La experiencia con incentivos anteriores muestra que los aumentos de producción pueden ocurrir rápidamente, a menudo en 4 meses, alcanzar su punto máximo en los siguientes ocho meses y luego estabilizarse. Sin embargo, cuantificar con precisión los efectos a largo plazo sobre la recaudación de ingresos más allá de 2024 es complejo.

El informe destaca que sin estas políticas, los efectos negativos de la disminución de la producción sobre los ingresos seguirán empeorando. Esta política pública busca amortiguar esos efectos fomentando la inversión en cuencas maduras.

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Fuente: ADN Sur