Las empresas del sector debieron enfrentar alzas en rubros como transporte, sueldos, servicios contratados, energía y materiales, lo que deterioró sus márgenes. Para 2025, se prevé que la rentabilidad del segmento convencional se mantenga igual o por debajo de los niveles del año anterior, salvo que se logren eficiencias significativas en la estructura de costos.
La producción de petróleo convencional, proveniente de cuencas maduras, cayó aproximadamente 5% en 2024 y registró una nueva baja de 4% entre diciembre de ese año y mayo de 2025. Esta tendencia refleja el impacto negativo del entorno económico sobre un sector que enfrenta además desafíos estructurales para sostener su nivel de actividad.
En contraste, la situación en Vaca Muerta es más favorable. La productividad de los pozos no convencionales permitió mitigar el impacto del alza de costos y mantener márgenes elevados. En 2024, la producción de shale oil en esta formación creció en torno a 28% interanual, destacándose como motor clave del sector.
Los márgenes EBITDA de las productoras no convencionales promediaron 45% en 2024, frente al 30% de las compañías convencionales, y aunque ambos registros son inferiores a los de 2023, Vaca Muerta mostró mayor resiliencia. Esta diferencia se explica por menores precios de equilibrio, que en el shale rondan los US$ 40-45 por barril, mientras que en el convencional pueden escalar hasta los US$ 75 por barril.
El estudio de Moody’s Local Argentina señala que las inversiones en Vaca Muerta seguirán siendo elevadas, pese a la volatilidad del precio internacional del petróleo, debido a la necesidad de mantener el ritmo de perforación que compense la alta tasa de declino del shale. Esto se financiará con flujo de fondos propio y con endeudamiento.
Además, la infraestructura desarrollada recientemente en la Cuenca Neuquina fue clave para liberar cuellos de botella que restringían el crecimiento. Proyectos como el oleoducto Vaca Muerta Norte, la Terminal de Oiltanking y la expansión de Oldelval elevaron la capacidad de transporte a 540.000 barriles diarios desde los 220.000 registrados en 2023.
En cuanto a las áreas convencionales, la menor generación de flujo de caja operativo limitará las inversiones durante 2025, lo que podría acentuar la tendencia declinante en la producción. A su vez, la baja en el precio del crudo registrada hasta junio de 2025, con valores entre 11% y 13% menores al promedio de 2024, refuerza esta perspectiva negativa.
En materia de costos, las cifras de 2024 reflejan un lifting cost promedio de US$ 32,3 por barril para el convencional y de US$ 24,2 en el no convencional. Estas diferencias explican en parte la disparidad en los niveles de rentabilidad observados entre ambos segmentos.
La baja en los precios internacionales no impacta de igual modo en todo el sector. Mientras los convencionales dependen en mayor medida del precio del crudo para sostener márgenes, las empresas de shale logran amortiguar el efecto por la eficiencia productiva y la escala alcanzada.
Finalmente, el informe destaca que las compañías enfocadas en Vaca Muerta continuarán accediendo al mercado de capitales local e internacional durante el segundo semestre de 2025, para financiar sus elevados niveles de inversión y consolidar el crecimiento sostenido de la producción.
Así, el panorama del sector muestra un contraste creciente entre el convencional, que enfrenta serios desafíos, y el no convencional, especialmente Vaca Muerta, que se consolida como el principal polo de desarrollo energético de Argentina.
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