Costos en alza y márgenes en baja: el nuevo desafío para el Oil & Gas convencional

El incremento en los costos de extracción de hidrocarburos comprime los márgenes de los productores, con mayor impacto en convencionales.

El incremento en lifting costs registrado en 2024 reduce los márgenes de rentabilidad de los productores de hidrocarburos convencionales. En 2024 la calificadora Moody´s Argentina evidencia mayores costos de extracción y de perforación y menores márgenes de rentabilidad en las empresas del sector. Este contexto afecta fuertemente a las productoras de hidrocarburos convencionales que vieron incrementar sus costos operativos entre un 30%-40% interanual.

"En 2025 esperamos márgenes de rentabilidad en el convencional igual o por debajo de 2024 producto de los importantes desafíos para reducir costos, la apreciación cambiaria y la caída en el precio del crudo registrada en los últimos meses.

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.", aseguran.

Menores costos de extracción y elevado nivel de inversiones mantienen márgenes altos y crecimiento en las ventas de productores en Vaca Muerta
Por el contrario, la elevada productividad de los pozos no convencionales (shale) mitiga en gran medida el incremento en los costos de extracción y mantiene márgenes de rentabilidad más elevados. En 2024, la producción no convencional en Vaca Muerta registró un fuerte incremento en torno a 28% interanual.

Hacia adelante, 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.

Si bien esperamos que la elevada volatilidad en el precio del crudo impacte negativamente en las decisiones de inversión de los productores, aún estimamos altos niveles de CAPEX en Vaca Muerta que será financiado a través de generación de flujo de fondos propia e incremento en el nivel de endeudamiento.

Rentabilidad más acotada, con mayor impacto en el convencional
En este contexto de mayores costos en dólares respecto de lo registrado históricamente, sumado a la volatilidad de los precios de los commodities, en nuestro escenario base esperamos que en 2025 los márgenes de rentabilidad en el segmento convencional se mantengan igual o por debajo de lo registrado en 2024.

De no producirse importantes eficiencias en la estructura de costos que permitan retornar a niveles históricos en dólares, la caída en el precio del crudo registrado en 2025 continuará reduciendo los márgenes de las compañías, principalmente de hidrocarburos convencionales. En 2025 se registró una fuerte baja en el precio internacional del crudo y el promedio a junio de 2025 se ubica entre un 11%-13% por debajo de los precios promedio registrados en 2024 y 2023.

En 2024 las empresas productoras de hidrocarburos convencionales calificadas por Moody’s Local presentaron un incremento en los lifting costs en torno a 30%-40% interanual, explicado en parte por la evolución de la inflación 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.

A pesar de registrarse precios de ventas un 8%-10% por encima a lo realizado en 2023, los márgenes en términos de EBITDA de las compañías 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)1.

Elevadas necesidades de CAPEX
En 2025 esperamos un menor nivel de inversiones en áreas convencionales, producto de la caída en el precio del crudo y de menor generación de flujo de caja operativo destinado a CAPEX, resultando en un mayor declino en los niveles de producción.

Los precios de equilibrio de las áreas convencionales están en torno a USD 55-75 por barril, dado el amplio rango de lifting costs de las áreas maduras que oscilan desde USD 25 por barril hasta USD 50 por barril en las áreas con menor productividad. 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. Al presentar precios de equilibrio más bajos, en torno a USD 40-45 por barril, esperamos que el nivel de CAPEX de las productoras de Vaca Muerta se mantenga elevado y el flujo de caja libre en niveles negativos.

El incremento esperado en la producción y las ventas se ve favorecido por la finalización de obras importantes para el sector, tales como el Proyecto Duplicar de Oldelval, la Terminal de Oiltanking y el oleoducto Vaca Muerta Norte, que permitieron incrementar el transporte de crudo desde la Cuenca Neuquina hasta 540 mil barriles por día (desde 220 mil en 2023) y liberar los cuellos de botella que restringía el nivel de actividad de las productoras.

Para sostener el nivel de inversiones, esperamos que las compañías enfocadas en Vaca Muerta continúen accediendo al mercado de capitales local e internacional a tasas competitivas en el segundo semestre de 2025.