Mientras la producción no convencional —especialmente en Vaca Muerta— acapara la atención por sus cifras récord, una crisis estructural menos visible, amenaza la estabilidad del sistema energético argentino: el declive de la producción convencional de hidrocarburos.
Un informe reciente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) subraya la gravedad del panorama. En la última década, la inversión dirigida a los yacimientos convencionales cayó drásticamente: pasó del 64% del total sectorial en 2015 al 27% en 2024, con proyecciones de que esta tendencia continuará en 2025.
Si bien el capital total invertido en el sector creció (de US7.000 millones en 2018/2019 a US 12.800 millones en 2024), la mayor parte se volcó al desarrollo no convencional, concentrado en la Cuenca Neuquina.
Las cuencas tradicionales (Golfo San Jorge, Austral, Cuyana) recibieron más recursos que en 2017-2019, pero esto no bastó para detener la baja de producción, que alcanza un 6% anual. Esto genera pozos con menor rentabilidad, infraestructura subutilizada y altos costos operativos, que oscilan entre US35 y US45 por barril.
A pesar de su retroceso, la producción convencional es fundamental para el país: en 2024, proveyó el 46% del petróleo total y el 37% del gas natural. Además, es crucial para el abastecimiento interno, alimentando la red de refinación y el consumo residencial e industrial. La Cuenca del Golfo San Jorge se destaca como la principal productora convencional de crudo (58% en 2024).
Impacto fiscal y propuesta de reactivación
El declive de esta actividad no solo compromete el suministro energético, sino que también impacta en las finanzas públicas y el empleo regional. En 2024, las regalías por explotación convencional generaron un promedio de U$S 1.400 millones anuales, con gran peso en provincias como Chubut (US392millones),∗∗SantaCruz∗∗(US 311 millones), y Neuquén (U$S 209 millones). A esto se suman otros ingresos por Ingresos Brutos y retenciones a la exportación.
La CEPH advierte que, sin una política de reactivación urgente, las consecuencias serán graves: menor recaudación, cierre de yacimientos y mayor dependencia del gas no convencional, cuya expansión enfrenta desafíos logísticos y financieros.
Ante esta situación, la CEPH propone un Régimen de Reactivación de la Producción Convencional. Este plan incluye un paquete de medidas tributarias y operativas destinadas a sostener y revitalizar la actividad.
Los ejes principales de la propuesta son:
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Reducción de regalías (al 6% o con sistema dinámico).
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Eliminación de impuestos distorsivos (como derechos de exportación).
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Incentivos fiscales (amortización acelerada, deducciones en Ganancias).
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Estabilidad normativa por 30 años.
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Beneficios aduaneros y exenciones de Ingresos Brutos por cinco años.
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Régimen cambiario especial para financiamiento de exportaciones.
El objetivo es claro: prolongar la vida útil de los pozos, reducir el lifting cost, mantener el empleo y sostener los ingresos fiscales. Preservar este sector es estratégico, ya que las reservas convencionales aún representan el 48% del petróleo probado (equivalente a 8 años de consumo) y el 29% del gas probado (suficiente para 3 años de demanda). Abandonar estos recursos, advierte el sector, sería un error costoso e irreversible.