La eliminación de retenciones a la exportación de petróleo convencional acordada entre Nación y las provincias patagónicas no es un gesto aislado, sino la respuesta a una brecha estructural: mientras Vaca Muerta opera con costos y productividad de estándar mundial, los yacimientos convencionales enfrentan una crisis de rentabilidad. Entender esa diferencia es clave para leer el nuevo mapa de incentivos fiscales y regulatorios.
El jueves, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, firmó en Buenos Aires el acuerdo con el Gobierno nacional para suprimir los derechos de exportación al crudo convencional, con el compromiso de reinvertir esos recursos en la actividad y sostener el empleo. “Es una decisión que acompaña el esfuerzo que venimos realizando desde Neuquén para el sostenimiento de esta actividad”, señaló el mandatario al rubricar el acta, en línea con el esquema ya acordado por Chubut y Santa Cruz.
La medida llega en un contexto de fuerte contraste: el shale oil de Vaca Muerta ya explica alrededor del 96% de la producción de petróleo de Neuquén, mientras que las cuencas maduras del país muestran caída de volúmenes y márgenes cada vez más ajustados.
Vaca Muerta: costos de clase mundial, escala y productividad
La primera clave de la mayor competitividad de Vaca Muerta es el costo de extracción (lifting cost). En la Cuenca Neuquina shale, ese indicador se ubica hoy en el orden de los 4,2 a 5 dólares por barril, según informes privados de la industria.
Ese rango coloca al shale neuquino en línea con los desarrollos más eficientes de Estados Unidos y otros polos no convencionales.
¿Cómo se logra ese nivel de costo?
- Pozos horizontales de alta productividad: cada pozo inicial produce miles de barriles por día en sus primeros meses, lo que permite diluir costos fijos (equipos, servicios, logística) sobre un volumen muy superior al del convencional.
- Perforación y fractura en pad: la operación simultánea de varios pozos desde una misma locación reduce movimientos de equipos, tiempos muertos y costos de superficie.
- Tecnología y curva de aprendizaje: la estandarización de diseños de pozos, completaciones de múltiples etapas y un ecosistema de servicios ya instalado en Añelo y su entorno permiten ganar eficiencia año tras año.
- Infraestructura nueva: oleoductos y plantas de tratamiento diseñados para altos volúmenes de shale reducen cuellos de botella y bajan el costo logístico por barril.
Sobre esa base, aun con un capex inicial elevado para perforar y fracturar, el negocio shale cierra porque la combinación de productividad y escala deja un margen operativo amplio frente al precio internacional del crudo.
La brecha de costos
Del otro lado, el grueso de los yacimientos convencionales operan bajo condiciones muy distintas. En cuencas maduras como Cuyana, Noroeste, Golfo San Jorge o incluso el propio convencional de la Cuenca Neuquina, el lifting cost se ubica entre 23 y más de 35–45 dólares por barril, dependiendo de la cuenca y del grado de madurez del campo.
Las razones son estructurales:
- Pozos maduros y declino natural pronunciado: se requiere inyección de agua, polímeros u otras técnicas de recuperación secundaria y terciaria para sostener la producción, lo que encarece el OPEX.
- Mayor proporción de agua y tratamientos: en cuencas como el Golfo San Jorge, el alto corte de agua obliga a procesar volúmenes significativos que no generan ingreso, pero sí costo. Otro tanto ocurre en la Cuenca Neuquina.
- Infraestructura envejecida: instalaciones de superficie, ductos y plantas con décadas de uso implican mantenimiento más caro y frecuentes interrupciones.
- Menor escala operativa: con producción en caída, los costos fijos se reparten sobre menos barriles, lo que eleva el costo unitario.
Sobre esa estructura, la carga fiscal se vuelve decisiva. La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) calcula que, con costos operativos de 35–45 USD/bbl y un precio promedio del crudo en torno a 62 USD/bbl en 2025, muchos proyectos convencionales exhiben márgenes casi nulos o negativos. A eso se sumaba una alícuota de hasta 8% de retenciones a la exportación, que recortan la ganancia que efectivamente perciben las empresas.
En ese contexto, la decisión de Nación y las provincias de eliminar las retenciones al crudo convencional, con acuerdos tripartitos que suman a Chubut, Santa Cruz y Neuquén, apunta a devolver aire a los campos maduros, redirigiendo esos recursos a inversiones en perforación, reacondicionamiento de pozos y mantenimiento de instalaciones.
Qué se juega Neuquén con el convencional
En Neuquén, el shale ya domina la escena: el 96% del petróleo provincial proviene de Vaca Muerta, que empuja récords históricos de producción. Pero el convencional mantiene un peso específico en varios frentes:
- Empleo y proveedores locales que dependen de operaciones con mayor intensidad de mano de obra.
- Diversificación productiva dentro de la misma cuenca, con campos que aún pueden aportar barriles si mejoran sus condiciones económicas.
- Estabilidad para el sistema energético nacional, en especial en lo referido a crudos pesados y medianos que demandan las refinerías.
Por eso la provincia combinó incentivos propios, esto es, baja de regalías del 15% al 12% y exención de Ingresos Brutos para la actividad, con el nuevo acuerdo fiscal con Nación. Figueroa lo encuadra dentro de la Mesa para la Reactivación de la Producción Convencional, que busca recuperar pozos inactivos y mejorar la eficiencia operativa.
Una industria de dos velocidades
La mayor competitividad de Vaca Muerta no es solo un dato técnico: ordena la asignación de capital en la industria. Las operadoras concentran cada vez más inversión en el no convencional, mientras los campos maduros pierden atractivo y enfrentan el riesgo de cierre anticipado si no se corrige la ecuación económica.
La quita de retenciones al petróleo convencional y los alivios provinciales buscan precisamente lo contrario: extender la vida útil de las cuencas maduras, sostener empleo y producción y ganar tiempo para diseñar un régimen de largo plazo que haga viable su operación en un país donde el futuro del petróleo ya se llama Vaca Muerta, pero el presente todavía necesita del convencional para abastecer refinerías y mantener anclada la economía regional.