El lifting cost, indicador clave que mide el costo de levantar un barril de petróleo desde el subsuelo hasta la superficie, deja al descubierto una marcada brecha entre la eficiencia de los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta y la situación crítica de las cuencas maduras del país. En un contexto de precios volátiles y presión por rentabilidad, entender estas diferencias es vital para trazar el futuro de la industria energética argentina.
La Cuenca Neuquina, específicamente los bloques shale de Vaca Muerta, mantiene el lifting cost más competitivo del país: entre 4,2 y 5,0 dólares por barril. Esta eficiencia se explica por altos niveles de productividad por pozo, infraestructura moderna y un nivel sostenido de inversión, lo que permite diluir los costos fijos y operativos.
Este desempeño coloca a Vaca Muerta como el principal polo de atracción de inversiones en upstream en Argentina, con márgenes operativos positivos incluso en escenarios de precios bajos, y una resiliencia notable frente a la volatilidad del mercado internacional.
El contraste: cuencas maduras al borde del colapso operativo
En el extremo opuesto del espectro, las cuencas convencionales enfrentan desafíos estructurales que elevan sus costos de levantamiento y comprometen su sostenibilidad:
Pecom se queda con las áreas maduras de YPF en Chubut.
Eficiencia, inversión y resiliencia
Las diferencias en los costos de levantamiento entre cuencas no solo reflejan un problema técnico u operativo: marcan el futuro de la inversión en el sector petrolero argentino. Mientras Vaca Muerta continúa captando capital y expandiendo su frontera productiva, varias cuencas convencionales enfrentan un destino incierto.
Una industria que se transforma
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.
Un país dividido
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.
