La bonanza que representa Vaca Muerta para las arcas nacionales tiene un reverso incómodo que las autoridades de Chubut y Santa Cruz conocen bien pero que permanece en las sombras de los titulares sobre divisas y superávit comercial. Mientras el yacimiento neuquino de petróleo no convencional bate récords de rentabilidad y extrae capitales internacionales por decenas de miles de millones de dólares, las cuencas petroleras que originaron la industria energética argentina hace más de un siglo atraviesan una contracción sin precedentes. Los números son brutales: en solo quince años, la producción de crudo convencional en todo el país se desplomó en 51%, pasando de 582.000 barriles diarios en 2010 a poco más de 286.650 en la actualidad. En la región del Golfo San Jorge —donde nacieron las primeras perforaciones comerciales allá por 1907 en Comodoro Rivadavia— la caída alcanza 33%, aunque la velocidad de deterioro se aceleró dramáticamente en los últimos veinticuatro meses. Esta realidad no es consecuencia de agotamiento geológico inevitable, sino de decisiones empresariales y de inversión que privilegian la extracción masiva en el norte neuquino por sobre el mantenimiento de operaciones en el sur.

El drenaje de capitales: números que hablan de una reconfiguración radical

Durante el año 2025, el patrón de inversión en el sector petrolero nacional tomó una forma casi monocorde. De los 10.053 millones de dólares destinados al conjunto de la industria extractiva de hidrocarburos en Argentina, 8.706 millones fluyeron hacia Neuquén, representando el 86,7% del total. En contraste, la cuenca del Golfo San Jorge —que abarca territorios de Chubut y Santa Cruz— apenas capturó 1.159 millones de dólares. La disparidad no es marginal ni refleja simplemente una preferencia empresarial por nuevas fronteras exploratorias. Documentos que circulan en los círculos de las operadoras petroleras describen la situación de Golfo San Jorge con un lenguaje que antes hubiese resultado impensable para una región petrolera tradicional: enfrentan un "éxodo masivo de capitales, caída alarmante de reservas, asimetría radical de productividad y estructura de costos salariales que resulta insostenible cuando se mide en dólares". Estos papeles, que las empresas presentarán ante organismos nacionales y gobiernos provinciales, revelan la magnitud de una crisis que no es coyuntural sino profundamente estructural.

Lo que las compañías petroleras caracterizan como un "proceso natural de madurez geológica" es, en realidad, mucho más que eso: es una encrucijada financiera de dimensiones insoportables para toda la región. Hace una década y media, cuando Vaca Muerta apenas comenzaba a perfilarse como alternativa comercial viable, la producción de petróleo convencional argentino era comparativamente robusta. YPF continuaba parcialmente en manos de Repsol y la familia Eskenazi, aunque ya mostraba síntomas de declino. Aquel entonces, San Jorge contribuía con 257.000 barriles diarios a la producción nacional de 582.000 barriles. Hoy, ese mismo yacimiento entrega 172.867 barriles diarios al total nacional de 286.650. El deterioro no es homogéneo ni uniformemente distribuido: la mayor aceleración de la caída coincide exactamente con el momento en que YPF —transformada en empresa estatal en 2012— concentró recursos y atención estratégica en la explotación del shale neuquino, relegando las operaciones convencionales a un rol secundario dentro de su cartera corporativa.

La trampa de la productividad decreciente y los costos que no bajan

Entender por qué sucede esta migración requiere analizar la brecha tecnológica y económica que separa ambos tipos de explotación. Un pozo de petróleo no convencional en el yacimiento neuquino produce entre 250 y 300 barriles diarios como promedio. Por el contrario, un pozo convencional en San Jorge alcanza apenas 13,6 barriles diarios, cifra que registró su punto más bajo durante 2025. La diferencia de productividad es abrumadora: un yacimiento de shale rinde casi veinte veces más que uno convencional, multiplicando el retorno sobre cada dólar invertido. Pero hay más complicaciones en el sur que en el norte. Los pozos convencionales de San Jorge ya están profundamente maduros: el petróleo que aún queda en el subsuelo requiere técnicas de recuperación secundaria y terciaria para ser extraído. Esto significa inyectar agua y polímeros químicos en las formaciones geológicas, un proceso costoso y de rendimientos decrecientes. A medida que los años avanzan, se necesita más agua, más química, más energía, para obtener la misma cantidad de crudo que hace una década.

Los desafíos operativos van de la mano con presiones económicas que las compañías enfrentan en la superficie. El primer cuello de botella es la negociación laboral. Desde noviembre de 2023, los costos salariales en la región aumentaron 63% cuando se miden en dólares, impulsados por ajustes nominales que ninguna empresa consensuó, pero que los sindicatos conseguían en las mesas de negociación. Este incremento fue brutal porque el tipo de cambio oficial de ese período no subió al mismo ritmo que la inflación acumulada, generando un efecto de amortiguación estadística que no reflejaba la realidad económica de los trabajadores. Al mismo tiempo, los precios internacionales de exportación del crudo argentino bajaron hasta 22,4 dólares por barril en los meses previos al conflicto en Medio Oriente. Una aritmética simple deja en claro el problema: mientras en Vaca Muerta un barril se extrae rentablemente a precios cercanos a 40 dólares, algunos yacimientos de San Jorge simplemente no resultan rentables ni a 60 dólares por barril. El margen de ganancia se evaporó.

El empleo como víctima colateral de una reconfiguración sectorial

Una de las consecuencias más visibles de esta crisis es el desempleo acelerado en provincias petroleras. Desde el momento de mayor producción en la región, hace alrededor de veinte años, se perdieron aproximadamente 10.000 empleos directos en la industria extractiva. Esas no son cifras abstractas: representan trabajadores que ganaban salarios muy superiores a la media nacional, con acceso a beneficios y estabilidad laboral que las economías locales nunca reemplazaron. Para contexto, en Chubut y Santa Cruz, el empleo petrolero representa entre 8% y 13% del empleo privado formal, según datos de la Universidad Austral. La dependencia de la región respecto a esta industria es tan profunda que cualquier contracción genera efectos multiplicadores negativos en comercios, servicios y otras actividades. El comercio de Comodoro Rivadavia, la ciudad más poblada del área petrolera, se resiente cada vez que una empresa anuncia despidos o cierre de operaciones.

Hace apenas dos meses, YPF completó su desinversión en la cuenca al transferir el yacimiento de Manantiales Behr a Pecom, una de las grandes operadoras que aún mantiene apuestas significativas en el petróleo convencional. Esta maniobra corporativa no fue una sorpresa para quienes seguían el sector: ya resultaba evidente que la estatal nacional había hecho sus cálculos y determinado que sus recursos financieros rendían más en el norte que en el sur. La salida de YPF dejó un vacío que Pecom y otros jugadores más pequeños intentaron llenar, pero con intenciones y capacidades diferentes. Para estas compañías, los activos convencionales no son un negocio secundario sino el núcleo de su modelo de negocios. Pecom se comprometió a invertir 205 millones de dólares en las áreas de Escalante y El Trébol, con el objetivo declarado de preservar alrededor de 1.500 puestos de trabajo. Pan American Energy, la operadora líder en la región, sigue destinando 600 millones de dólares anuales principalmente al complejo Cerro Dragón, una inversión defensiva cuyo único propósito es frenar la caída de producción que, sin esa erogación constante, rondaría el 15% anual. Esta empresa emplea a 8.000 personas en la región, un número que jamás será superior al actual.

Las respuestas provinciales: concesiones que mantienen el statu quo

Chubut y Santa Cruz respondieron a la crisis con medidas fiscales que buscan incentivar inversiones mediante la reducción de regalías petroleras. Chubut bajó la alícuota del 12% al 9% para la producción base y al 6% para volúmenes incrementales. Santa Cruz, por su lado, relicitó las áreas que YPF cedió con un esquema de regalías que cae del 15% al 12% si las nuevas operadoras aumentan la actividad y generan empleo. Estas concesiones fiscales son reconocimientos implícitos de que la cuenca no puede competir con Vaca Muerta en sus términos naturales. El gobierno nacional, a su vez, ajustó los derechos de exportación petrolera estableciendo bandas que reflejan esa misma lógica: por debajo de 65 dólares por barril no hay retención alguna para el convencional (mientras que en Vaca Muerta el piso está en 45 dólares, un diferencial que favorece al no convencional), y a partir de 80 dólares la retención alcanza el 8% (comparado con solo 6% a partir de 60 dólares en Vaca Muerta). El régimen tributario nacional está estructurado para maximizar la rentabilidad del shale neuquino.

La importancia del petróleo convencional para la economía nacional merece ser destacada, aunque permanezca fuera de los grandes titulares. El crudo extraído en cuencas maduras como San Jorge aporta más del 50% del petróleo que procesa el parque de refinación local, alimentando plantas que no pueden ser simplemente trasladadas al norte. Además, genera empleos directos e indirectos en territorios donde opciones económicas alternativas son escasas y donde los salarios petroleros son entre dos y tres veces superiores al promedio nacional. La preservación de esa capacidad productiva tiene implicancias en la soberanía energética nacional y en la sustentabilidad de regiones enteras del país.

Escenarios futuros: la persistencia de un dilema sin soluciones obvias

Las perspectivas para Golfo San Jorge en los próximos años se perfilan complejas. Si las inversiones defensivas de Pan American Energy y las iniciativas de Pecom logran mantener la producción en niveles cercanos a los actuales, la región podría estabilizarse en un piso de empleo y producción significativamente inferior al de hace dos décadas. Si esas inversiones se reducen o cesan, el declino acelerado sería prácticamente inevitable. Los documentos que circulan en las empresas sugieren que lo que se presenta como un "proceso natural de madurez geológica" es en realidad una transformación de la geografía energética argentina hacia una concentración en Vaca Muerta que parece estructural e irreversible. La cuenca del Golfo San Jorge no enfrenta simplemente competencia comercial ordinaria: enfrenta la realidad de que su modelo de negocio ya no es viable en los términos en que fue construido durante el siglo XX. Los pozos convencionales pueden seguir produciendo, pero cada barril extraído requiere más recursos, más dinero, más esfuerzo, para rendimientos decrecientes. Vaca Muerta, por el contrario, ofrece un modelo que se adapta mejor a las tasas de retorno que demanda el capital internacional contemporáneo.

Diferentes perspectivas coexisten sobre cómo evaluar esta transformación. Desde la óptica empresarial, la migración de inversiones refleja simplemente la búsqueda de máxima rentabilidad, una lógica que ninguna compañía está obligada a cuestionar. Desde la perspectiva regional, representa una tragedia económica que destruye empleo y capacidades productivas construidas a lo largo de más de un siglo. Desde el análisis macroeconómico nacional, Vaca Muerta genera divisas cruciales para los equilibrios fiscales y comerciales del país, algo que el convencional nunca podría igualar. Lo que permanece cierto es que esas perspectivas coexisten sin resolver el problema fundamental: los territorios petroleros del sur están atravesando una transformación cuyas consecuencias sociales, laborales y fiscales se despliegan sin que existan políticas públicas integrales que las amortigüen o reorienten.