Durante décadas, Comodoro Rivadavia, en Chubut, fue considerada la capital petrolera del país: allí se descubrió el crudo en 1907 y comenzó la producción hidrocarburífera en la Argentina. Sin embargo, en los últimos años la ciudad empezó a vaciarse. La actividad se mudó progresivamente a Neuquén, donde se concentra el desarrollo de Vaca Muerta, el principal polo energético del país.
Este cambio de paradigma en el sector petrolero comenzó en 2024, cuando YPF inició el proceso de venta de todos sus activos en Chubut y Santa Cruz, pero se aceleró con fuerza el año pasado, tras la caída del 14% en el precio internacional del petróleo, que derivó en una menor inversión por parte de las empresas.
Desde 2024, cerca del 80% de las inversiones en petróleo y gas se destinan a Vaca Muerta, mientras que los desembolsos en la cuenca del Golfo San Jorge apenas alcanzan el 14%.
“Hay una crisis del sector petrolero en la cuenca del Golfo San Jorge, que se manifiesta en una cantidad relevante de despidos. Pero hay alternativas para que la crisis actual conduzca a una adecuación de costos y de modalidades operativas que, a futuro, permitan recuperar la sustentabilidad de la actividad si los precios internacionales mejoran parcialmente”, explicó Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants.
Según la consultora, la pérdida de puestos de trabajo directos en los yacimientos de Chubut y Santa Cruz alcanzó a unas 6000 personas, sin contar el impacto indirecto sobre las empresas proveedoras que brindaban servicios de catering, limpieza y logística.
La principal razón de este desplazamiento de inversiones es la brecha de productividad entre ambas cuencas. En Vaca Muerta, la productividad es aproximadamente un 70% mayor que en el Golfo San Jorge. Como consecuencia, en el último año y medio la cantidad de equipos de perforación activos en esta última se redujo de 21 a menos de siete, según relevó Gerold.
Perforar y poner en marcha un pozo no convencional en la cuenca neuquina cuesta, en promedio, US$12 millones y, a lo largo de su vida útil, acumula una producción de 1,2 millones de barriles, explican en el sector. Esto implica un costo de perforación de unos US$10 por barril. A ese valor se suman aproximadamente US$3 por barril en costos de mantenimiento, lo que lleva el costo total de la unidad productiva a US$13. El retorno de la inversión se obtiene entre los 18 y 24 meses, y la vida útil del pozo ronda los 20 años.
En el Golfo San Jorge, en cambio, un pozo convencional cuesta alrededor de US$4 millones, pero su producción acumulada es de apenas 120.000 barriles, es decir, un 10% de la que genera un pozo de Vaca Muerta. Además, los costos de mantenimiento son significativamente más altos, del orden de los US$35 por barril. En total, el costo por unidad productiva se ubica entre US$55 y US$58, frente a los US$13 del no convencional, lo que explica por qué los niveles de rentabilidad de uno y otro escenario son diametralmente opuestos.
Por este motivo, la producción convencional, para ser sostenible, necesita un marco de incentivos económicos más competitivo, en el que todos los actores flexibilizan sus exigencias.
La provincia de Chubut, por ejemplo, bajó la alícuota del cobro de regalías y el Gobierno redujo las retenciones a la producción convencional para también aliviar la presión impositiva. Mientras en Vaca Muerta se mantiene el esquema de retenciones móviles —con una alícuota del 0% cuando el precio del barril se ubica en US$45, que asciende progresivamente hasta el 8% cuando supera los US$60—, para el resto de las cuencas el nuevo esquema establece que las exportaciones comenzarán a tributar retenciones recién cuando el precio del barril supere los US$65 hasta superar los US$80. Actualmente, el barril se ubica en torno a los US$70, nivel al que trepó en los últimos días por la tensión en Irán.
El año pasado, la producción total de petróleo aumentó un 13% interanual, impulsada por la expansión del no convencional, que creció casi un 29%, mientras que la producción convencional cayó un 5,7%, según datos de la consultora Economía y Energía (EyE).
La producción de gas, en tanto, creció apenas un 1,9%, aunque el segmento no convencional registró un aumento del 8,8%. Este desempeño permitió reducir en un 18% las importaciones de gas, lo que se tradujo en un ahorro de divisas de US$716 millones.
Ambos efectos contribuyeron a que en 2025 la Argentina alcanzara un superávit récord de la balanza comercial energética de US$7815 millones, equivalente al 69% del superávit comercial total del país.
En promedio, la Argentina produce 878.000 barriles diarios de petróleo. De ese total, 540.000 barriles se destinan al mercado interno y los 338.000 restantes se exportan. La producción no convencional representa 589.000 barriles diarios, el 67% del total, mientras que el Golfo San Jorge aporta 170.300 barriles, el 19%.
En materia de gas, en diciembre el país produjo alrededor de 131 millones de metros cúbicos diarios (m³/d), destinados a abastecer la demanda de las distribuidoras (36 millones de m³/d), la industria (34 millones), las usinas eléctricas (37 millones) y el GNC (7 millones). El no convencional explica 85 millones de m³/d, el 64% del total, mientras que el Golfo San Jorge aporta 8,6 millones de m³/d, equivalente al 6,6%.
