REDACCIÓN TE | En base al artículo de David Mottura publicado en Energía On
La producción de petróleo convencional en Argentina atraviesa una etapa crítica. Las cuencas maduras, especialmente en el Golfo San Jorge, Mendoza y Santa Cruz, exhiben un marcado declino en sus niveles de extracción, afectados por el envejecimiento de los yacimientos, el aumento de los costos operativos y un contexto de precios internacionales en retroceso. En contrapartida, el shale oil neuquino consolida su dominio y marca el pulso del nuevo mapa energético nacional.
Según datos recientes, Neuquén —epicentro de Vaca Muerta— alcanzó en junio los 493.914 barriles diarios, casi cuadruplicando a Chubut (125 mil barriles) y dejando muy atrás a Santa Cruz (62.400) y Mendoza (53.900). La producción no convencional ya representa el 61% del total nacional, desplazando al convencional a un 39%, según estimaciones de OilProduction Consulting dirigidas por el ingeniero Marcelo Hirschfeldt.
Este declive del convencional no sólo impacta en los volúmenes, sino también en la rentabilidad. El llamado lifting cost (costo de extracción por barril) del convencional saltó de USD 24,2 a USD 32,3 en un año, y en algunos yacimientos puede superar los USD 50. Mientras tanto, el no convencional se mantiene relativamente estable, en torno a los USD 4,6.
Tecnología, eficiencia y recuperación terciaria: las cartas del convencional
Frente a este panorama, las compañías ensayan estrategias para prolongar la vida útil de los campos maduros. La clave está en combinar técnicas de recuperación secundaria y terciaria con inversiones en nuevas tecnologías de perforación y optimización superficial.
Una de las prácticas más difundidas es la Enhanced Oil Recovery (EOR), que incluye la inyección de polímeros o geles para aumentar la eficiencia de barrido del petróleo. Hoy se extraen unos 17.737 barriles diarios mediante recuperación terciaria, sobre todo en Chubut, Mendoza y Santa Cruz. El yacimiento Manantiales Behr (Chubut) ya genera un 34% de su producción total por EOR, mientras que Chachahuén Sur (Mendoza) alcanza el 43%.
También se evalúan otras estrategias como los pozos infill —perforados entre pozos existentes para aprovechar zonas no drenadas—, la inyección selectiva por capas y la mejora del diseño de superficie. No obstante, el éxito de estas herramientas depende de un marco normativo adaptado, contratos flexibles y esquemas que premien la eficiencia.
El ingeniero Gerardo Tennerini lo resume de forma clara: “No hace falta reinventar el sector, sino gestionarlo con inteligencia. El convencional aún tiene potencial, pero necesita reglas modernas y costos controlados”.
Precios, transición y oportunidades
El precio internacional del crudo también agrega tensión. El Brent ronda entre USD 65 y 70 por barril, lejos de los USD 80-90 previstos hace meses. La combinación entre barril débil y costos altos golpea con fuerza a las provincias productoras que dependen de las regalías, y obliga a las operadoras a recalibrar sus planes de inversión y exportación.
Moody’s advirtió que si no se logran eficiencias sustanciales en los costos, los márgenes del convencional seguirán erosionándose en 2025. El riesgo es claro: sin incentivos específicos, el segmento podría volverse insostenible frente al avance del shale, que ya concentra la mayor parte del dinamismo y las inversiones.
¿Hay futuro más allá de Vaca Muerta?
Aunque el foco principal está puesto en Neuquén, hay señales positivas en otras regiones. Pan American Energy inició exploraciones no convencionales en Cerro Dragón, con una inversión de USD 250 millones. YPF y CGC avanzan en Palermo Aike (Santa Cruz) con tres pozos exploratorios. La posibilidad de extender el modelo Vaca Muerta a otras formaciones geológicas abre nuevas perspectivas para el país.
En paralelo, el proceso de reorganización en YPF también marca un punto de inflexión. El Plan Andes contempla el traspaso de campos maduros a nuevos operadores o a empresas provinciales, como Fomicruz en Santa Cruz. Esto genera expectativas en el entramado local, aunque también incertidumbre sobre el futuro de las operaciones.
El desafío central será cómo sostener al petróleo convencional como fuente de empleo, inversión y caja fiscal, sin frenar la transición hacia un modelo más eficiente y moderno. La mitad de las reservas probadas del país todavía son convencionales. Descartarlas sería un error estratégico.
La clave está en lograr un equilibrio dinámico: aprovechar el impulso del shale sin abandonar lo que aún puede dar el convencional, mediante marcos normativos flexibles, incentivos inteligentes y una mirada de largo plazo sobre la transición energética y la soberanía hidrocarburífera del país.
Fuente: David Mottura, Energía On. Redacción TE.
