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 que manejan las petroleras y que presentarán ante la Nación y las 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 el 86,7% del total de capitales destinados al sector en el país, que fue de 10.053 millones de dólares. Por su parte, el Golfo San Jorge apenas capturó US$ 1.159 millones de dólares .

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", es una de las conclusiones del 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.

Por qué hay crisis en el petróleo convencional

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.

En aquel entonces, la extracción de petróleo convencional en la Argentina alcanzaba los 582.000 barriles por día, de los que 257.000 eran de San Jorge. Ahora, la producción convencional llega a 286.650 barriles diarios, 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, que es 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 la 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 de los 40 dólares por barril de petróleo, algunos yacimientos del Golfo San Jorge no lo son a US$ 60. Durante 2025, la productividad promedio en el Golfo de San Jorge descendió a un nivel de "apenas" 13,6 barriles diarios por pozo, frente a los 250 a 300 barriles diarios 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 US$ 22,4 por barril hasta antes del inicio de la guerra en Medio Oriente.

Esta es la situación que explica por qué que 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), la líder de la cuenca, viene destinando inversiones por 600 millones de dólares por año en promedio -principalmente en el complejo Cerro Dragón- solamente para que no se le caiga tan rápido la producción; si no lo hiciera, la tasa de declino rondaría el 15% anual. La petrolera 100% privada más grande del país emplea a unas 8.000 personas en la región.

En este contexto, la salida de YPF se tradujo en el ingreso de PECOM y de pequeños jugadores para quienes los activos convencionales "representan el núcleo del negocio y no una cartera secundaria", con la intención de preservar unos 1.500 puestos de trabajo.

Chubut redujo regalías del 12% al 9% para la producción base y al 6% para el volumen incremental, con el objetivo incentivar las inversiones; la firma de los Perez Companc se comprometió a desembolsar US$ 205 millones en Escalante - El Trébol.

Santa Cruz, a su vez, acordó con YPF quedarse con sus áreas y las relicitó. Para los nuevos jugadores, bajará las regalías del 15% al 12% si aumentan la actividad y suman trabajadores.

El gobierno nacional, en tanto, elevó las bandas sobre las cuales cobra distintas alícuotas de derechos de exportación (retenciones); por debajo de US$ 65 por barril no se tributa -es US$ 45 en el no convencional- y a partir de US$ 80 se paga el 8% -contra los US$ 60 en Vaca Muerta-.

El convencional aporta más del 50% del crudo necesario para el parque de refinación local. Además, genera empleo directo e indirecto en provincias como Chubut y Santa Cruz, donde representa entre el 8% y el 13% del empleo privado formal, con salarios muy superiores al promedio nacional, según la Universidad Austral.