El retiro de YPF implicó la pérdida de 6000 puestos de trabajo en la Cuenca del Golfo San Jorge

El 2025 dejó una huella profunda en la región del Golfo San Jorge. La migración de empresas hacia Vaca Muerta, el cierre de pymes petroleras y los despidos masivos marcaron un período de fuerte deterioro económico y social en Comodoro Rivadavia y localidades vecinas, que durante décadas dependieron de la actividad hidrocarburífera.

Durante gran parte del siglo XX, Comodoro Rivadavia fue considerada la capital petrolera del país. Desde el descubrimiento del crudo en 1907, la ciudad creció al ritmo de los pozos y las inversiones. Sin embargo, en los últimos años, ese protagonismo comenzó a diluirse frente al avance sostenido de Vaca Muerta como principal polo energético nacional.

El proceso de transformación se profundizó a partir de 2024, cuando Horacio Marín comenzó a implementar el Plan Andes, que establecía la venta de bloques convencionales de YPF en todo el país. La situación se agravó en 2025, con la caída del 14% en el precio internacional del petróleo, que redujo la rentabilidad de los proyectos convencionales y frenó nuevas inversiones en la cuenca.

Desde entonces, cerca del 80% de las inversiones en petróleo y gas se concentran en Neuquén, mientras que el Golfo San Jorge apenas recibe el 14% de los desembolsos. Este cambio en la distribución de capital impactó directamente en la actividad local, reduciendo la cantidad de equipos, servicios y contrataciones en toda la región.

Según la consultora G&G Energy Consultants, la pérdida de puestos de trabajo directos en los yacimientos de Chubut y Santa Cruz alcanzó a unas 6000 personas. A este número se suma el impacto indirecto sobre empresas proveedoras de catering, transporte, limpieza y logística, que también redujeron personal o cerraron.

"Hay una crisis del sector petrolero en el Golfo San Jorge, que se manifiesta en una cantidad relevante de despidos", explicó Daniel Gerold, director de la consultora. El especialista destacó que existen alternativas para recuperar la sustentabilidad de la actividad, aunque dependen en gran medida de una mejora parcial en los precios internacionales.

Productividad y costos

Uno de los principales factores detrás del traslado de inversiones es la brecha de productividad entre ambas cuencas. En Vaca Muerta, la productividad es aproximadamente un 70% superior a la de la Cuenca del Golfo San Jorge. Como consecuencia, en el último año y medio, los equipos de perforación activos se redujeron de 21 a menos de siete.

En la Cuenca Neuquina, perforar y poner en marcha un pozo no convencional cuesta en promedio 12 millones de dólares y permite acumular una producción de 1,2 millones de barriles. Esto implica un costo cercano a los 13 dólares por barril, incluyendo mantenimiento, con un retorno de inversión en menos de dos años.

En la Cuenca del Golfo San Jorge, en cambio, un pozo convencional cuesta alrededor de 4 millones de dólares, pero su producción acumulada apenas alcanza los 120.000 barriles. Además, los costos de mantenimiento rondan los 35 dólares por barril, lo que eleva el costo total a más de 55 dólares por unidad productiva.

Esta diferencia explica por qué la rentabilidad del petróleo no convencional resulta ampliamente superior. Frente a este escenario, la producción convencional necesita un esquema de incentivos más competitivo, que incluya ajustes en costos, contratos y condiciones laborales para sostener la actividad en el mediano plazo.

La provincia de Chubut redujo la alícuota de regalías y el Gobierno nacional flexibilizó las retenciones para aliviar la presión impositiva. Mientras Vaca Muerta mantiene un esquema móvil, las demás cuencas tributan recién cuando el barril supera los 65 dólares, en un contexto de precios cercanos a los 70 dólares.

El nuevo mapa energético

Durante el último año, la producción total de petróleo creció un 13% interanual, impulsada por el no convencional, que avanzó casi un 29%. En contraste, la producción convencional cayó un 5,7%, reflejando el retroceso sostenido del Golfo San Jorge frente al avance neuquino.

En el caso del gas, el crecimiento fue más moderado, con una suba del 1,9%. Sin embargo, el segmento no convencional aumentó un 8,8%, lo que permitió reducir un 18% las importaciones y generar un ahorro de divisas estimado en 716 millones de dólares durante 2025.

Este desempeño contribuyó a que la Argentina alcanzara un superávit récord en la balanza comercial energética, con 7815 millones de dólares, equivalente al 69% del superávit total del país. El resultado refleja el peso creciente de Vaca Muerta en la estrategia energética nacional.

Actualmente, la producción promedio es de 878.000 barriles diarios. De ese total, el no convencional aporta el 67%, mientras que el Golfo San Jorge representa apenas el 19%. En gas, la cuenca histórica participa con solo el 6,6% del total producido en el país.