La CEPH respald贸 el acuerdo alcanzado entre el Gobierno nacional y la provincia de Chubut para reducir retenciones y regal铆as a cambio de reinvertir el dinero equivalente a la reducci贸n 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 m谩rgenes nulos o directamente negativos", advirtieron. El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, confirm贸 que la provincia firmar谩 un acuerdo similar al de Chubut esta semana.

Costos operativos que ya no cierran

Seg煤n el an谩lisis t茅cnico al que accedi贸 La Opini贸n Austral, el "lifting cost" (el costo de extraer un barril de petr贸leo) 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 baj贸 de USD72 a USD62 en el 煤ltimo a帽o. La brecha entre costos e ingresos dej贸 muchos yacimientos "al borde de la inviabilidad", sostuvo la CEPH.

Solo perforar un pozo en estas 谩reas 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 m谩rgenes actuales, ya que se debe sumar lo que la operadora debe pagar por regal铆as, por retenciones y por Ingresos Brutos, lo que incrementan el costo total de producci贸n por barril. De ah铆 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 m铆nimo, de USD72 por barril.

Una ca铆da en el nivel de perforaciones, como ocurre hoy, donde se observa una disminuci贸n por encima del 50%, se transforma en un c铆rculo vicioso: si no se perfora, la producci贸n cae un 12% anual. Al caer la producci贸n suben los costos operativos unitarios. Con m谩rgenes cero, la actividad se paraliza, afectando el empleo y las regal铆as para las provincias.

Petr贸leo pesado y gas del sur: dos recursos que siguen siendo decisivos

La CEPH tambi茅n advirti贸 que, aunque Vaca Muerta gan贸 protagonismo, el convencional contin煤a siendo un pilar del sistema energ茅tico: 46% del petr贸leo que se produce en Argentina es convencional, el 37% del gas tambi茅n 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 refiner铆as argentinas est谩n dise帽adas para procesar una proporci贸n importante de crudo pesado proveniente de Chubut y Santa Cruz. Sin ese insumo, el pa铆s deber铆a importar petr贸leo (m谩s caro), con impacto directo en el precio de los combustibles.

2. El gas convencional sostiene la demanda invernal. A falta de infraestructura suficiente desde Neuqu茅n, el gas del sur abastece los picos de consumo y cubre las regiones alejadas. La CEPH se帽al贸 que un declino acelerado podr铆a generar cuellos de botella en pleno invierno.

Otro dato: las inversiones en hidrocarburos crecieron en los 煤ltimos a帽os, pero casi todo fue al no convencional. En 2015, el 64% de la inversi贸n petrolera iba al convencional, mientras que hoy lo hace apenas el 27%.