La reducción de retenciones y el sostenimiento de programas de regalías abren una ventana para reactivar inversiones, empleo y competitividad en los campos maduros, siempre que el sector pueda transformar el alivio fiscal en actividad concreta.

El anuncio de la baja del 8% en las retenciones al crudo convencional marcó un giro decisivo para las cuencas maduras. Tras años de caída productiva, pérdida de puestos de trabajo y costos crecientes, Chubut, Neuquén y Santa Cruz lograron que Nación atendiera un reclamo histórico. Sin embargo, especialistas advierten que el impacto real dependerá tanto del alivio fiscal como de la capacidad operativa de las empresas para ejecutar nuevas inversiones.

La oportunidad está sobre la mesa: la diferencia la hará cómo cada actor —provincias, compañías y operadores— convierta ese ahorro en más perforación, más producción y mayor productividad. La discusión ya no gira en torno al marco fiscal, sino al músculo técnico y la gestión capaces de traducirlo en resultados.

Cuánto representa el alivio fiscal en una cuenca madura

El nuevo esquema implica un cambio sustancial para Chubut, donde alrededor del 20% de la producción se exporta y tributa retenciones. Pero el impacto no se limita al crudo exportado: “Ese precio es referencia. Las refinerías y el mercado local también pagan menos. En la práctica, el 8% corre para toda la producción”, señaló el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce.

En 2024, la provincia perdió unos 240 millones de dólares por efecto directo e indirecto de las retenciones, mientras que la cuenca en su conjunto resignó cerca de 370 millones. Solo en regalías, la pérdida fue equivalente a casi un mes entero de recaudación provincial.

El consultor Leonardo Aldaba coincide en esa magnitud y estima que Nación resignará 144 millones de dólares y Chubut otros 88 millones, por la baja de regalías del 12% al 8%. El esfuerzo fiscal total supera los 230 millones de dólares, mientras que el beneficio directo para las operadoras ronda los 240 millones. “No es un regalo fiscal —aclara—, es un contrato de inversión obligatoria”.

Reinversión obligatoria y control en manos de las provincias

El acuerdo establece que cada dólar que las empresas dejen de pagar deberá destinarse exclusivamente al segmento convencional. “Si tomamos como referencia esos 240 millones, ese es el incremento mínimo de inversión que debe volcarse en la cuenca”, precisó Ponce.

La provincia trabaja en un mecanismo de control para garantizar que las inversiones sean nuevas y no gastos habituales maquillados. En los próximos 60 días se definirá una metodología para medir la inversión histórica y verificar el aumento real. “El compromiso de las empresas es el gesto clave. PAE, por ejemplo, ya anticipó que reinvertirá esos fondos buscando economías de escala”, adelantó.

Aldaba subraya que esa auditoría será determinante: sin un sistema estricto de fiscalización, la reinversión corre el riesgo de diluirse.

La estrategia provincial y la necesidad de eficiencia

Para Ponce, el acuerdo es consecuencia directa del trabajo previo de la provincia: “Desde hace más de un año venimos aplicando incentivos, bajando regalías, firmando convenios de competitividad y acuerdos con los gremios. Ese paquete fue lo que se llevó a la mesa nacional”.

Aldaba apunta a otro factor estructural: en campos maduros, con costos que pueden superar los 60 dólares por barril, la competitividad depende tanto del alivio fiscal como de la eficiencia operativa. Reducir OPEX es tan importante como inyectar más capital.

La variable técnica: EOR como herramienta para frenar el declino

La recuperación terciaria (EOR) se presenta como el eje técnico capaz de sostener la producción en yacimientos envejecidos. La eliminación de aranceles a polímeros y los incentivos provinciales buscan precisamente impulsar esta tecnología. “Son medidas que permiten aumentar productividad, bajar costos y sostener la actividad incluso con un barril en la banda de los 70 dólares”, explicó Ponce.

Aldaba va más lejos: “EOR es la única herramienta para frenar el declino”. Con reservas probadas que representan casi la mitad del total nacional, la cuenca tiene margen para crecer, pero requiere aplicar tecnologías con precisión quirúrgica. “CAPSA lo demostró en Diadema: con gestión adecuada y EOR sostenido, podés extender la vida útil del campo durante décadas”.

Ambos coinciden en un punto: la tecnología está disponible, pero exige operadores con experiencia, disciplina técnica y costos controlados.

Inversión, empleo y la importancia del operador adecuado

El acuerdo apunta también a sostener y recuperar empleo. Ponce anticipó que el impacto será evidente en la medida en que las operadoras incrementen su actividad. Aldaba advierte que, sin el acuerdo, la cuenca podría haber perdido más de 10.000 empleos en cinco años. Con EOR y nuevos proyectos, prevé entre 1.500 y 3.000 puestos directos, equivalentes a entre 3.750 y 7.500 empleos totales.

El consultor remarca que no todas las empresas están en condiciones de operar campos maduros con eficiencia. En licitaciones como la de Manantiales Behr, la provincia priorizará el plan de desarrollo por encima de la oferta económica. “Ese seguirá siendo nuestro criterio: operadores con capacidad real de invertir”, sostuvo Ponce.

Un acuerdo que puede transformar la cuenca, pero no garantiza resultados

Aunque el acuerdo fiscal construye un marco robusto —incentivos, reinversión obligatoria, auditoría provincial y herramientas tecnológicas—, su éxito depende de la capacidad de ejecutar ese plan en tiempo y forma. La urgencia social choca con los plazos técnicos de un sector que avanza lento.

La provincia espera que la eliminación del 8% comience a regir el 1 de enero de 2026. Ese será el punto de partida de un ciclo que definirá la sostenibilidad de la cuenca en el largo plazo.
“Chubut fue la impulsora de todo el proceso”, destacó Ponce.
Aldaba agregó: “El acuerdo abre la puerta. Pero cruzarla depende de la gestión”.

Fuente: Más Energía.