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Los récords de ingresos en dólares generados por el superávit comercial de Vaca Muerta tienen una contracara a mil kilómetros al sur. El lado B del auge del petróleo no convencional en Neuquén es la crisis de la actividad convencional en todo el país, con notorias consecuencias en el sur de Chubut y el norte de Santa Cruz.
Un informe elaborado por las petroleras y que será presentado ante la Nación y las provincias señala que la cuenca del Golfo San Jorge enfrenta un éxodo masivo de capitales, una alarmante caída de reservas, asimetrías en la productividad y costos salariales insostenibles en dólares.
Durante 2025, la cuenca Neuquina absorbió el 86,7% del total de inversiones destinadas al sector en el país, que sumaron 10.053 millones de dólares. En contraste, el Golfo San Jorge captó apenas 1.159 millones de dólares.
Para las empresas, esto enciende las alarmas, ya que el auge del crudo no convencional de Vaca Muerta está enmascarando una implosión operativa e institucional en la cuenca histórica del Golfo San Jorge, donde comenzó la historia petrolera argentina en Comodoro Rivadavia en 1907.
El informe concluye que lo que inicialmente se interpretó como un proceso natural de madurez geológica se ha transformado en una encrucijada financiera insostenible para la región del Golfo San Jorge. La crisis se manifiesta en una caída persistente de la productividad, lo que a su vez reduce las inversiones, la producción, el empleo y las regalías provinciales, generando un círculo vicioso difícil de revertir.
La crisis del petróleo convencional tiene sus orígenes a principios de este siglo, pero un experto del sector compara la situación actual con la de 2011, cuando Vaca Muerta era apenas una promesa y YPF aún estaba controlada por Repsol y la familia Eskenazi, con una producción convencional ya en notable declive.
En ese entonces, la extracción de petróleo convencional en Argentina alcanzaba los 582.000 barriles diarios, de los cuales 257.000 provenían del Golfo San Jorge. Actualmente, la producción convencional llegó a 286.650 barriles diarios, con 172.867 provenientes de esa cuenca. Esto representa una caída del 51 % a nivel nacional y del 33 % en el sur de Chubut y norte de Santa Cruz, acelerada especialmente en los últimos dos años tras el retiro de YPF, que decidió concentrar sus inversiones en el shale oil de Neuquén, más rentable.
Los pozos convencionales muestran un envejecimiento marcado: para extraer un barril de petróleo es necesario inyectar cada vez más agua (recuperación secundaria) y polímeros químicos (recuperación terciaria), lo que eleva significativamente los costos. En la superficie, las empresas enfrentan desafíos en las negociaciones con sindicatos por condiciones laborales y con las provincias por el cobro de regalías.
Mientras que Vaca Muerta puede ser rentable con un precio cercano a 40 dólares por barril, algunos yacimientos del Golfo San Jorge no lo son ni siquiera a 60 dólares. En 2025, la productividad promedio en el Golfo San Jorge descendió a apenas 13,6 barriles por pozo y por día, en contraste con los 250 a 300 barriles diarios de los pozos no convencionales neuquinos.
Uno de los problemas más destacados del informe es el aumento del 63 % en dólares de los costos laborales desde noviembre de 2023, medido al tipo de cambio oficial, que no se ajustó al ritmo de la inflación. Simultáneamente, los precios de exportación llegaron a caer hasta 22,4 dólares por barril antes del conflicto en Medio Oriente.
Esta situación explica la pérdida de unos 10.000 empleos desde el pico de producción, hace dos décadas. Por ello, YPF se retiró definitivamente de la cuenca hace dos meses, al transferir la operación de Manantiales Behr a Pecom, una de las grandes petroleras que aún apuesta por el convencional.
Desde el gobierno de Chubut indican a Clarín que la crisis del petróleo convencional es un fenómeno estructural que afecta a todas las cuencas maduras del país. Señalan que la mayoría de inversiones de las grandes operadoras ha migrado hacia Vaca Muerta, mientras que los yacimientos convencionales enfrentan una declinación natural, incrementos en los costos operativos y la necesidad constante de inversión para sostener la producción.
Pan American Energy (PAE), principal empresa de la cuenca, invierte un promedio anual de 600 millones de dólares, especialmente en el complejo Cerro Dragón, con el objetivo de contener la caída de la producción; sin estas inversiones, la tasa de declino sería de alrededor del 15 % anual. PAE es la petrolera 100 % privada más grande del país y emplea a aproximadamente 8.000 personas en la región.
En este escenario, la salida de YPF abrió espacio para el ingreso de Pecom y otros actores más pequeños, para quienes los activos convencionales son el núcleo del negocio y no una cartera secundaria, con la intención de preservar unos 1.500 puestos laborales.
Chubut redujo las regalías del 12 % al 9 % para la producción base y al 6 % para el volumen incremental, buscando incentivar la inversión. La empresa de los Pérez Companc se comprometió a desembolsar 205 millones de dólares en el proyecto Escalante – El Trébol.
Santa Cruz, por su parte, acordó con YPF mantener sus áreas y relicitarlas. Para los nuevos operadores, reducirá las regalías
