Un informe de la consultora Economía & Energía muestra el derrumbe de la perforación en el Golfo San Jorge: se perforan 45% menos pozos que hace un año y 56% menos que en 2023. La combinación de precios internacionales, costos en dólares y madurez de los yacimientos anticipa un fuerte impacto sobre el empleo petrolero.

La foto de la industria petrolera convencional en Argentina se vuelve cada vez más áspera, y Chubut aparece hoy como el caso más delicado. Un informe reciente de la consultora Economía & Energía advierte que la provincia atraviesa su mayor crisis petrolera en décadas, con una caída histórica de la actividad perforadora y un efecto en cadena sobre el empleo y la economía regional.

Según el trabajo, la perforación en el Golfo San Jorge se desplomó entre enero y agosto de este año: en ese período se registró un 45% menos de pozos perforados que en 2024 y 56% menos que en 2023. En una actividad donde la producción depende de seguir perforando y recompletando pozos, ese recorte de equipos se traduce casi de manera directa en menos petróleo y menos trabajo.

El contexto nacional tampoco ayuda. A lo largo de la última década, la producción de petróleo convencional cayó 39% en Argentina, mientras que la de gas natural retrocedió 38%. El declino se aceleró entre 2014 y 2024 y reforzó la dependencia del país respecto de la Cuenca Neuquina y, en particular, de Vaca Muerta, que hoy concentra más de la mitad de la producción de hidrocarburos del país.

En 2024, la formación neuquina promedió alrededor de 373.000 barriles diarios de petróleo no convencional y 68 millones de metros cúbicos diarios de gas, consolidando un cambio estructural en la matriz productiva: mientras el shale crece, las cuencas maduras como el Golfo San Jorge pierden peso relativo, inversiones y empleo.

El informe de Economía & Energía identifica tres factores que explican el derrumbe de la perforación en Chubut. El primero es la baja del precio internacional del crudo a partir de finales de 2024, que comprimió la rentabilidad de los proyectos convencionales, más sensibles a las oscilaciones del mercado. El segundo es el aumento de los costos en dólares en la economía argentina, que encarece servicios, insumos y logística, y recorta aún más los márgenes de las operadoras. El tercer factor es la madurez de los yacimientos: muchos campos chubutenses exhiben una tasa de declino elevada y demandan inversiones intensivas sólo para mantener niveles básicos de producción. Con menos perforación y menos trabajos de reparación de pozos, la caída se acelera.

La consultora describe el fenómeno como “una contracción inédita” del capital destinado al convencional y advierte que el mayor impacto todavía no se vio: se sentirá con fuerza en 2026, cuando la ausencia de pozos perforados en 2024 y 2025 empiece a reflejarse en la producción disponible. Es la inercia propia de la industria: lo que no se hizo hoy termina faltando en los barriles de mañana.

El capítulo más sensible es el laboral. Chubut depende en forma directa e indirecta del empleo petrolero: desde los equipos de perforación y workover hasta los servicios especiales, el transporte, el comercio y la prestación de servicios locales. Una caída del 56% en la perforación implica menos equipos en campo, menos cuadrillas y menos actividad diaria en las ciudades petroleras del Golfo San Jorge.

El informe remarca que, pese al auge del shale, la producción convencional sigue siendo estratégica para el abastecimiento local y para las economías regionales que se organizan alrededor de la cadena petrolera. Pero la combinación de menor inversión, yacimientos maduros y precios más bajos pone en cuestión la estabilidad de miles de puestos de trabajo, sobre todo en provincias donde el no convencional no aparece como una alternativa inmediata.

Mientras tanto, la infraestructura construida en las cuencas maduras, oleoductos, gasoductos, plantas y facilidades, funciona con capacidad ociosa, luego de haber operado durante décadas cerca de su límite. En paralelo, la infraestructura de la Cuenca Neuquina vive el proceso inverso: ampliaciones, nuevas obras y mayores volúmenes para evacuar la producción de Vaca Muerta.

La situación de Chubut vuelve a poner sobre la mesa un debate que también atraviesa al resto de la Patagonia: cómo gestionar la transición entre cuencas maduras en declino y el crecimiento del no convencional, evitando que esa reconfiguración del mapa energético se traduzca en un deterioro abrupto del empleo y de las economías locales que dependen del petróleo.