Mientras Vaca Muerta impulsa récords de ingresos por exportaciones, la cuenca del Golfo San Jorge, que originó la historia petrolera argentina en 1907, enfrenta una crisis estructural. En 2025 absorbió apenas 1.159 millones de dólares de inversión frente a los 8.700 millones que captó la cuenca Neuquina. La producción convencional cayó 51% a nivel nacional en quince años y 33% en el sur de Chubut y norte de Santa Cruz, con una aceleración en los últimos dos años tras el retiro de YPF, que transfirió Manantiales Behr a Pecom.
La productividad promedio en el Golfo San Jorge cayó a 13,6 barriles diarios por pozo, muy lejos de los 250 a 300 barriles del shale neuquino. Los costos laborales en dólares subieron 63% desde noviembre de 2023, mientras los precios de exportación cayeron hasta los 22,4 dólares por barril antes de la guerra en Medio Oriente. Pan American Energy invierte 600 millones de dólares anuales solo para sostener la producción de Cerro Dragón, mientras Chubut y Santa Cruz redujeron regalías para atraer inversiones.
La salida de YPF fue el factor determinante que encendió las alarmas. La petrolera de bandera estatal decidió focalizar su millonario flujo de caja en los proyectos de escala global del shale, desprendiéndose de decenas de bloques maduros a lo largo del país. Este éxodo corporativo dio lugar a un recambio de actores. Operadoras independientes y locales —con estructuras operativas más ágiles— comenzaron a tomar el control de estos yacimientos históricos, con la díficil de tarea de extraer últimos saldos de crudo atrapados bajo tierra mediante costosas técnicas de recuperación secundaria y terciaria.
Para evitar un desplome total, e impulsar este tipo de iniciativas, las provincias y el Gobierno Nacional aplican medidas de auxilio financiero:
- Baja de regalías: Chubut y Santa Cruz recortaron las regalías a las petroleras (hasta un 6% para volúmenes incrementales) con el fin de atraer nuevos operadores y sostener el empleo.
- Beneficios en retenciones: El Gobierno Nacional fijó topes más favorables para los derechos de exportación del petróleo convencional respecto al no convencional, permitiendo que no tribute retenciones si el precio internacional cae por debajo de los 65 dólares por barril.
A pesar de su declive frente al avance del fracking, el petróleo convencional sigue siendo vital: aporta más del 50% del crudo que abastece y procesa el parque de refinación local para producir las naftas y el gasoil que consume el país
