El lado B del boom petrolero: cae hasta 50% el convencional (II)
o.- (Santiago Spaltro) La alta productividad del shale se llevó casi todas las inversiones a Neuquén. Bajan la producción, el empleo y el cobro de regalías en Chubut y Santa Cruz.
Petróleo convencional. Es más caro que el shale y necesita al menos un precio de u$s 60 el barril.
Los récords de ingresos de dólares a través del superávit comercial que genera Vaca Muerta tienen una contracara 1.000 kilómetros al sur. El lado B del boom del petróleo no convencional en Neuquén es la crisis de la actividad convencional en todo el país, pero con notorias consecuencias en el sur de Chubut y el norte de Santa Cruz.
Un informe de petroleras y que presentarán ante la Nación y provincias registra que la cuenca del Golfo San Jorge “enfrenta un éxodo masivo de capitales, alarmante caída de reservas, asimetría de productividad y costos salariales insostenibles en dólares”.
Durante 2025, la cuenca Neuquina absorbió 86,7% de los capitales destinados al sector en el país, que fue de u$s 10.053M.
Por su parte, el Golfo San Jorge apenas capturó u$s 1.159M.
Para las empresas, se encienden las alarmas al revelar “cómo el auge del crudo no convencional de Vaca Muerta está enmascarando una implosión operativa e institucional en la cuenca que originó la historia petrolera del país”, allá por Comodoro Rivadavia en 1907.
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”, dice el documento.
La crisis se manifiesta en múltiples frentes: caída de la productividad y, por tanto, de las inversiones, la producción, el empleo y las regalías provinciales. Un círculo vicioso que no se detiene.
Aunque el comienzo de la declinación se podría situar a principios de este milenio, uno de los expertos en el sector compara la situación de hoy con la de hace 15 años, en 2011, cuando Vaca Muerta apenas era una ilusión; YPF todavía estaba en manos de Repsol y la familia Eskenazi, con la producción ya notoriamente en baja. Por entonces, la extracción de petróleo convencional
La cuenca del Golfo de San Jorge enfrenta un éxodo masivo de capitales.
en la Argentina alcanzaba los 582.000b/d, de los que 257.000 eran de San Jorge. Ahora, la producción convencional llega a 286.650b/d, con 172.867 de esa cuenca.
En quince años, el desplome es de 51% a nivel nacional y de 33% en el sur de Chubut y el norte de Santa Cruz, aunque la tendencia se aceleró en los últimos dos años, tras el retiro de YPF para concentrar sus inversiones en lo más rentable, el shale oil de Neuquén.
Los pozos convencionales ya están maduros. Para sacar un barril de petróleo hay que inyectar cada vez más agua (recuperación secundaria) y polímeros químicos (recuperación terciaria) en el subsuelo, lo que eleva los costos. Arriba de la superficie, en tanto, los desafíos para las empresas están en las negociaciones con los sindicatos por las condiciones laborales y las provincias por el cobro de regalías. Mientras que Vaca Muerta puede ser rentable con un precio cercano a u$s 40 por barril, algunos yacimientos del Golfo San Jorge no lo son a u$s 60. Durante 2025, la productividad promedio en el Golfo de San Jorge descendió a un nivel de “apenas” 13,6 b/d por pozo, frente a los 250 a 300 b/d del shale neuquino.
Uno de los problemas más marcados que señala el informe es el incremento del 63% en dólares de los costos laborales a partir de noviembre 2023, medido en el tipo de cambio oficial, que no subió al mismo ritmo que la inflación.
Al mismo tiempo, los precios de exportación cayeron hasta u$s 22,4 por barril hasta antes del inicio de la guerra en Medio Oriente. Esta es la situación que explica por qué se perdieron unos 10.000 empleos desde el momento de mayor producción, dos décadas atrás. Por todo esto es que YPF se terminó de retirar de la cuenca hace dos meses, con la transferencia de Manantiales Behr a Pecom, una de las grandes petroleras que todavía apuesta al convencional.
En el gobierno de Chubut apuntan a Clarín que “la crisis del petróleo convencional es un fenómeno estructural que afecta a todas las cuencas maduras del país”. “La mayor parte de las inversiones de las grandes operadoras migró hacia Vaca Muerta, mientras que los yacimientos convencionales enfrentan declinación natural, mayores costos operativos y necesidad permanente de inversión para sostener producción”, agregan.
Por caso, Pan American Energy (PAE), líder de la cuenca, viene invirtiendo u$s 600 M por año principalmente en Cerro Dragón, solamente para que no se le caiga tan rápido la producción. (Clarín, Buenos Aires, 22/06/2026)
El lado B del boom petrolero: cae hasta 50% el convencional (II)
