La CEPH respaldó el acuerdo alcanzado entre el Gobierno nacional y la provincia de Chubut para reducir retenciones y regalías a cambio de reinvertir el dinero equivalente a la reducción en la productividad de los campos maduros.

En ese contexto, desde la CEPH respaldan extender ese esquema al resto de las jurisdicciones productoras. "Con los costos actuales, la actividad tiene márgenes nulos o directamente negativos", advirtieron. El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, confirmó que la provincia firmará un acuerdo similar al de Chubut esta semana.

Costos operativos que ya no cierran

Según el análisis técnico al que accedió La Opinión Austral, el "lifting cost" (el costo de extraer un barril de petróleo) se ubica actualmente entre USD34 y USD45, dependiendo de la cuenca y de la complejidad del yacimiento. El problema es que, en paralelo, el precio promedio de venta del crudo argentino bajó de USD72 a USD62 en el último año. La brecha entre costos e ingresos dejó muchos yacimientos "al borde de la inviabilidad", sostuvo la CEPH.

Solo perforar un pozo en estas áreas demanda inversiones equivalentes a USD25 por barril (costo CAPEX). En tanto que el costo operativo (OPEX) se ubica cerca de los USD35. Valores que no pueden recuperarse con los márgenes actuales, ya que se debe sumar lo que la operadora debe pagar por regalías, por retenciones y por Ingresos Brutos, lo que incrementan el costo total de producción por barril. De ahí que el precio de corte para la "viabilidad", por ejemplo de la cuenca del golfo San Jorge sea, con las condiciones fiscales actuales y como mínimo, de USD72 por barril.

Una caída en el nivel de perforaciones, como ocurre hoy, donde se observa una disminución por encima del 50%, se transforma en un círculo vicioso: si no se perfora, la producción cae un 12% anual. Al caer la producción suben los costos operativos unitarios. Con márgenes cero, la actividad se paraliza, afectando el empleo y las regalías para las provincias.

Petróleo pesado y gas del sur: dos recursos que siguen siendo decisivos

La CEPH también advirtió que, aunque Vaca Muerta ganó protagonismo, el convencional continúa siendo un pilar del sistema energético: 46% del petróleo que se produce en Argentina es convencional, el 37% del gas también proviene de cuencas maduras, principalmente del golfo San Jorge y de la cuenca Austral.

Ese aporte es clave por dos razones:

1. El parque refinador necesita crudo pesado. Las refinerías argentinas están diseñadas para procesar una proporción importante de crudo pesado proveniente de Chubut y Santa Cruz. Sin ese insumo, el país debería importar petróleo (más caro), con impacto directo en el precio de los combustibles.

2. El gas convencional sostiene la demanda invernal. A falta de infraestructura suficiente desde Neuquén, el gas del sur abastece los picos de consumo y cubre las regiones alejadas. La CEPH señaló que un declino acelerado podría generar cuellos de botella en pleno invierno.

Otro dato: las inversiones en hidrocarburos crecieron en los últimos años, pero casi todo fue al no convencional. En 2015, el 64% de la inversión petrolera iba al convencional, mientras que hoy lo hace apenas el 27%.