Cuencas maduras bajo presión: la última salvación del petróleo convencional

La reducción condicional de retenciones al crudo convencional no es un privilegio, sino el piso mínimo para que las empresas que hoy sostienen las cuencas maduras puedan seguir invirtiendo técnicas para mejorar la producción antes que el declino natural se vuelva irreversible.

Tras más de un siglo de explotación, las cuencas Golfo San Jorge, Cuyana, Noroeste y Austral atraviesan una fase crítica. Al día de hoy, los reservorios operan con presiones cercanas al agotamiento, cortes de agua superiores al 80–90 % y factores de recobro primario que, en el Golfo San Jorge, apenas alcanzan el 10–15 %. El desafío ya no es crecer, sino frenar un declino que amenaza con comprometer la viabilidad misma de estos campos.

En este sentido, el mapa empresarial cambió de forma drástica a partir de 2024 con el Plan Andes. A partir de este, YPF decidió concentrar su capital en Vaca Muerta y desprenderse progresivamente de los activos convencionales en Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Neuquén y Río Negro. Ese retiro dio lugar a un nuevo ecosistema de compañías argentinas pequeñas y medianas, con estructuras livianas, decisiones descentralizadas y un foco casi exclusivo en gestionar el declino mediante optimización de costos y proyectos muy selectivos de recuperación mejorada.

En paralelo, la salida de DLS de la Cuenca del Golfo San Jorge —con la transferencia de 22 equipos de pulling y workover y unos 740 operarios a un consorcio regional— marcó un quiebre simbólico. Mientras las grandes empresas de servicios migran hacia el shale, el convencional queda en manos de jugadores locales con balances ajustados y fuerte dependencia del flujo de caja. Cada decisión pasó a ser financieramente quirúrgica.

A pesar que Vaca Muerta domina la agenda, las cuencas maduras aún explican cerca del 36 % del petróleo y más del 30 % del gas del país. La Cuenca Golfo San Jorge aporta alrededor del 22 % del crudo nacional, pero mostrando caídas interanuales superiores al 12 %; la Cuenca Cuyana retrocede cerca del 11 % y la Cuenca del Noroeste más del 20 %. En una década, la participación del convencional se redujo casi a la mitad. Es por esto que, lo que está en juego no es solo una estadística, el crudo pesado patagónico es clave para las refinerías locales y el gas de la cuenca Austral resulta indispensable para los picos invernales de Patagonia y el AMBA.

En este contexto de márgenes estrechos, la nueva escala de retenciones definida por el Gobierno Nacional se vuelve decisiva: 0 % en el escenario de precio del Brent igual o menor a USD 65 y hasta 8 % cuando este se ubique por encima de USD 80. Para operadoras con costos de extracción de 35–45 dólares por barril, esa brecha define si se perfora e interviene o si se cierran pozos.

Las provincias acompañan el movimiento. Neuquén redujo regalías del 15 % al 12 % —y del 18 % al 12 % en algunos casos—, eximió Ingresos Brutos al convencional y creó en septiembre de 2025 la Mesa de Reactivación Hidrocarburífera Convencional, con participación de operadoras, sindicatos, municipios y universidades. Los beneficios exigen reinversión, reincorporación de trabajadores (meta cercana a 800 puestos) y contratación local. Chubut y Santa Cruz firmaron acuerdos similares con regalías diferenciales y rebajas impositivas para campos maduros. Mendoza, que ya aplicaba reducciones al 12 % o menos para producción incremental o cortes de agua superiores al 90–95 %, no necesitó un pacto adicional.

Áreas como Manantiales Behr, Chachahuén y Cerro Dragón demuestran que aún existe margen gracias a la aplicación recuperación mejorada (EOR), con aportes de decenas de miles de barriles diarios. Escalar estas experiencias exige previsibilidad regulatoria, amortizaciones aceleradas y un marco tributario que reconozca los retornos lentos propios de los campos maduros.

El petróleo convencional argentino dejó atrás la era de las grandes corporaciones para convertirse en un oficio de ingeniería fina y capital paciente sostenido por empresas locales. La política de retenciones ya no es un debate abstracto, cualquier movimiento puede traducirse en equipos que siguen operando o se desmantelan, pozos que se intervienen o se abandonan, y miles de empleos regionales que se sostienen o se pierden. 

De la combinación entre este esquema fiscal nacional, medidas provinciales y la capacidad técnico-operativa de gestión y ejecución de las operadoras, dependerá que las cuencas maduras continúen aportando volumen de recursos al sistema energético nacional mientras el país avanza hacia nuevos desarrollos. El margen es estrecho y el tiempo apremia.