Radiografía del petróleo argentino: el abismo entre Vaca Muerta y las cuencas convencionales
El costo de producir un barril de crudo en Argentina varía ampliamente según la cuenca y el tipo de yacimiento, y revela profundas diferencias en eficiencia y rentabilidad.
En la geografía del petróleo argentino conviven dos mundos que apenas se rozan: uno, moderno, eficiente, productivo; el otro, envejecido, costoso y cada vez más vulnerable. La medida que expone esa fractura interna es el lifting cost, el costo de extraer cada barril desde las entrañas de la tierra hasta la superficie. Y hoy, más que nunca, ese número cuenta una historia más profunda que la simple ecuación económica: es el termómetro de una industria que transita entre el renacimiento y la agonía.
En el corazón de la Cuenca Neuquina, Vaca Muerta desafía todos los paradigmas del petróleo argentino. Mientras la mayoría de las cuencas lucha por mantenerse a flote, la formación de shale se ha consolidado como el símbolo de la eficiencia operativa. Con un lifting cost de entre 4,2 y 5 dólares por barril, de acuerdo a un informe privado de la industria al que accedió +e, se ubica a un nivel competitivo internacional, incluso en escenarios de mercado adversos.
Esa cifra, en apariencia técnica, esconde una realidad contundente: Vaca Muerta no solo es rentable, sino que es capaz de financiar su propio crecimiento. Su productividad, medida en miles de barriles por pozo, le permite diluir los costos fijos como ninguna otra cuenca del país. La infraestructura es nueva, la tecnología de punta, y las inversiones demuestran crecimientos año a año, pese a una coyuntura de incertidumbre que haber interrogantes para lo que resta des este 2025. Mientras tanto, el resto del país petrolero parece mirar desde la orilla.
El resto del mapa del petróleo: una decadencia silenciosa
Más allá del brillo de Vaca Muerta, se extiende un paisaje mucho más áspero. Las cuencas convencionales, que durante décadas sostuvieron la producción nacional, hoy cargan con su edad como una mochila pesada. Pozos antiguos, caudales en declive y una infraestructura que ya no acompaña.
En Mendoza, la Cuenca Cuyana enfrenta una realidad casi terminal: 35 dólares por barril de costo de levantamiento. Es, simplemente, un barril que cuesta demasiado. La inversión es escasa, la productividad marginal y la viabilidad económica, en el mejor de los casos, sujeta a los vaivenes del Brent. El gobierno de Alfredo Cornejo, es tal vez el que mejor entiende el problema en las administraciones provinciales, y ha lanzado una serie de estímulos que llegan hasta la regalía cero para la reactivación de pozos.
En el Noroeste argentino, la historia se repite con otros matices: pozos antiguos, costos operativos que escalan hasta los 30 dólares por y una producción que apenas logra cubrir sus propios gastos.
El Golfo San Jorge, con sus históricos yacimientos en Chubut y Santa Cruz, mantiene una producción relativamente estable, pero a un costo cada vez más difícil de justificar: 23,4 USD/barril. Allí, la alta proporción de agua en el crudo extraído encarece el tratamiento y hace más lenta la operación. Además, buena parte de sus instalaciones datan de décadas atrás.
Incluso los yacimientos convencionales de la Cuenca Neuquina —la misma que aloja a Vaca Muerta— operan a un costo que puede llegar a 28 USD/barril, lo que muestra que la edad geológica y la falta de renovación pesan más que la ubicación.
La Cuenca Austral, en el extremo sur del país, parece a simple vista tener el convencional más competitivo: un lifting cost de 10 a 15 dólares sugiere eficiencia. Pero la distancia juega en su contra. Los altos costos logísticos y de transporte deterioran su competitividad, una prueba más de que el barril argentino no empieza ni termina solo en la boca del pozo.
Una industria en transición
Lo que está en juego no es solo una cuestión contable. El lifting cost refleja algo más profundo: el estado de salud de los activos petroleros del país. Cuencas con costos bajos atraen capital, innovan, renuevan su matriz operativa. Cuencas con costos altos, en cambio, entran en un círculo vicioso de desinversión y estancamiento.
Esta asimetría genera una tensión estructural: Vaca Muerta es el futuro, pero no puede cargar sola con todo el presente. Mientras el shale crece, las cuencas convencionales se desangran lentamente, sin una estrategia clara para su recuperación o reconversión.
Además, el contexto internacional no ofrece demasiadas garantías. Un barril por debajo de los 75 dólares, aunque rentable para Vaca Muerta, pone en jaque la continuidad de muchas operaciones convencionales. Algunas ya han comenzado a cerrar pozos marginales. Otras están a un paso de hacerlo.
¿Y ahora qué?
El lifting cost, ese número que parece técnico, tiene una dimensión política y estratégica. Define dónde se puede producir, qué tan rentable es hacerlo y quiénes seguirán apostando por el petróleo argentino en los próximos años.
La decisión de YPF, la mayor petrolera del país, de desprenderse de sus activos convencionales para apostar todo a los plays rentables de Vaca Muerta, abre el juego a nuevas empresas y los actores más chicos. Sin embargo, el proceso ha sido lento y complejo por factores como los pasivos ambientales y planteles de personal sobredimensionados.
Argentina es hoy un país petrolero dividido: uno empujado por la eficiencia de Vaca Muerta; otro frenado por los costos de sus campos envejecidos. No es solo una cuestión de recursos: es una disputa entre dos modelos de producción, dos realidades técnicas y dos posibilidades económicas muy distintas.
El costo de la macro argentina
Un reciente informe de la calificadora de riesgo Moody’s indica que las productoras de hidrocarburos convencionales vieron incrementar sus lifting costs entre un 30%-40% interanual durante 2024. Ese impacto demoledor está íntegramente vinculado a la macroeconomía del modelo de Javier Milei: la inflación evolucionó muy por encima de la tasa de devaluación.
Entre los gastos con mayor incremento se encuentran los rubros de transporte, sueldos, servicios contratados, energía y materiales. Asimismo, los costos de perforación para el sector en general aumentaron en torno a un 30%-50% respecto de 2022-2023.
Para 2025 se esperan márgenes de rentabilidad igual o por debajo del año pasado, producto de los desafíos para reducir costos, la apreciación cambiaria y la caída en el precio del crudo registrada en los últimos meses.
Tal es así que la producción de petróleo proveniente de cuencas maduras declinó aproximadamente un 5% en 2024 y acumula otro 4% de caída entre diciembre 2024 y mayo 2025.
Por el contrario, la elevada productividad de los pozos de Vaca Muerta mitiga en gran medida el incremento en los costos de extracción y mantiene márgenes de rentabilidad más elevados. Hacia adelante, dice Moody’s, las compañías continuarán enfrentando desafíos operativos para mantener altas tasas de crecimiento en volumen, derivado de la fuerte tasa de declino propio del shale, aunque favorecidos por la liberación de los cuellos de botella producto de la finalización de los proyectos de infraestructura claves habilitados en los últimos meses. Los altos niveles de CAPEX en Vaca Muerta serán financiados a través de la generación de flujo de fondos propia de las compañías y del incremento en el nivel de endeudamiento.
El rumbo de la economía doméstica afectó los márgenes en términos de EBITDA de las compañías, que en 20205 disminuyeron hasta niveles de 30% (desde más de 40% en 2023) para la producción convencional, mientras que en el caso de las productoras de shale
se redujeron a niveles promedio de 45% (desde 50% en 2023). Los números para este año parecen ir en la misma direction, a juzgar por el freno que ya se empieza a evidenciar en Vaca Muerta para el segundo semestre del año, que tiene como condimento la elección a legisladores nacionales, donde el gobierno libertario se juega la gobernabilidad.
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