La Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) elaboró un informe para fundamentar porqué consideran vital la quita de retenciones al petróleo convencional y la aplicación de un esquema fiscal diferenciado. Remarcan que el petróleo pesado del Golfo San Jorge es clave para las refinerías y el gas del sur sostiene el abastecimiento invernal.
En un informe extenso, la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) planteó que la actividad convencional atraviesa su momento “más crítico en décadas” y fundamentó las razones para avanzar con un alivio fiscal urgente para evitar un derrumbe mayor de la producción.
La Cámara respaldó el acuerdo alcanzado entre el Gobierno nacional y la provincia de Chubut -este martes 18 de noviembre- 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”, advierten. Cabe recordar que el propio gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, confirmó que la provincia firmará un acuerdo similar al de Chubut la próxima 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 hoy entre 34 y 45 dólares, según la cuenca y la complejidad del yacimiento.
El problema es que, en paralelo, el precio promedio de venta del crudo argentino bajó de USD 72 a USD 62 en el último año. La brecha entre costos e ingresos dejó a muchos yacimientos “al borde de la inviabilidad”, sostiene la CEPH. Sólo perforar un pozo en estas áreas demanda inversiones equivalentes a USD 25 por barril (costo CAPEX). En tanto que el costo operativo (OPEX), se ubica en torno a los USD 30/35 .
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, 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, como piso, el de USD 72 por barril, con las condiciones fiscales actuales.
Una caída en el nivel de perforaciones, como ocurre hoy, dónde se observa una disminución mayor al 50%, se transforma en un círculo vicioso: →si no se perfora, la producción cae 12% anual. →Al caer la producción, suben los costos operativos unitarios. →Con márgenes cero, la actividad se paraliza, afectando empleo y regalías para las provincias.
Petróleo pesado y gas del sur: dos recursos que siguen siendo decisivos
Aunque Vaca Muerta ganó protagonismo, el convencional todavía continúa siendo un pilar del sistema energético, advierte la CEPH: 46% del petróleo que se produce en Argentina es convencional; 37% del gas también proviene de cuencas maduras, principalmente del Golfo San Jorge y la Cuenca Austral.
Ese aporte es clave por dos razones:
- 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.
- 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 regiones alejadas. La CEPH advierte que un declino acelerado podría generar cuellos de botella en pleno invierno. Las inversiones en los campos maduros por provincia, durante la última década. FUENTE CEPH, EN BASE A LA SECRETARÍA DE ENERGÍA DE NACIÓN.
Las inversiones en los campos maduros por provincia, durante la última década. FUENTE CEPH, EN BASE A LA SECRETARÍA DE ENERGÍA DE NACIÓN.
Inversión en caída libre y provincias en alerta
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; hoy, apenas el 27%.
Las provincias patagónicas sienten el impacto: Chubut recaudó en 2024 unos USD 392 millones en regalías hidrocarburíferas convencionales. En el caso de Santa Cruz los ingresos fueron por USD 311 millones.
Un desplome sostenido del convencional implicaría menos actividad, menos empleo y una fuerte caída de ingresos provinciales.
La CEPH pide retenciones cero y régimen fiscal por 30 años
Para evitar ese escenario, la Cámara propone la creación de un Régimen de Reactivación de la Producción Convencional, con los siguientes ejes:
Retenciones a la exportación: 0% para crudo, gas y GLP convencionales. Regalías reducidas al 6%, o un esquema flexible por productividad.
Ganancias al 25% y amortización acelerada.
Eliminación de aranceles para equipos y tecnología.
Eliminación de Ingresos Brutos por 5 años.
Estabilidad fiscal por 30 años, sin nuevos impuestos.
Acuerdos laborales más flexibles, multi-skilling y teleoperación.
Ventanilla Única Digital y trámites ambientales simplificados.
El planteo apunta a recuperar inversión, extender la vida útil de los yacimientos y sostener el empleo en cuencas donde toda la actividad gira alrededor del petróleo.
Un debate que llega en un momento clave
Según el informe, el petróleo convencional generó en 2024 más de USD 1.900 millones en exportaciones y es esencial para mantener el superávit de la balanza energética.
Para seguir leyendo haga click aquí
Fuente: La Opinión Austral
The post Economía: Las operadoras advierten que sin quita de retenciones el petróleo convencional entra en “zona de inviabilidad” first appeared on Runrun energético.
