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Durante d\u00e9cadas, Comodoro Rivadavia, en Chubut, fue considerada la capital petrolera del pa\u00eds: all\u00ed se descubri\u00f3 el crudo en 1907 y comenz\u00f3 la producci\u00f3n hidrocarbur\u00edfera en la Argentina<\/strong>. Sin embargo, en los \u00faltimos a\u00f1os la ciudad empez\u00f3 a vaciarse. La actividad se mud\u00f3 progresivamente a Neuqu\u00e9n, donde se concentra el desarrollo de Vaca Muerta<\/strong>, el principal polo energ\u00e9tico del pa\u00eds.<\/p>\n Este cambio de paradigma en el sector petrolero comenz\u00f3 en 2024, cuando YPF inici\u00f3 el proceso de venta de todos sus activos en Chubut y Santa Cruz<\/strong>, pero se aceler\u00f3 con fuerza el a\u00f1o pasado, tras la ca\u00edda del 14% en el precio internacional del petr\u00f3leo, que deriv\u00f3 en una menor inversi\u00f3n por parte de las empresas.<\/strong><\/p>\n Desde 2024, cerca del 80% de las inversiones en petr\u00f3leo y gas se destinan a Vaca Muerta<\/strong>, mientras que los desembolsos en la cuenca del Golfo San Jorge apenas alcanzan el 14%.<\/p>\n \u201cHay una crisis del sector petrolero en la cuenca del Golfo San Jorge, que se manifiesta en una cantidad relevante de despidos. Pero hay alternativas para que la crisis actual conduzca a una adecuaci\u00f3n de costos y de modalidades operativas<\/strong> que, a futuro, permitan recuperar la sustentabilidad de la actividad si los precios internacionales mejoran parcialmente\u201d, explic\u00f3 Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants.<\/p>\n Seg\u00fan la consultora, la p\u00e9rdida de puestos de trabajo directos en los yacimientos de Chubut y Santa Cruz alcanz\u00f3 a unas 6000 personas<\/strong>, sin contar el impacto indirecto sobre las empresas proveedoras que brindaban servicios de catering, limpieza y log\u00edstica.<\/p>\n La principal raz\u00f3n de este desplazamiento de inversiones es la brecha de productividad entre ambas cuencas<\/strong>. En Vaca Muerta, la productividad es aproximadamente un 70% mayor que en el Golfo San Jorge. Como consecuencia, en el \u00faltimo a\u00f1o y medio la cantidad de equipos de perforaci\u00f3n activos en esta \u00faltima se redujo de 21 a menos de siete, seg\u00fan relev\u00f3 Gerold.<\/p>\n Perforar y poner en marcha un pozo no convencional en la cuenca neuquina cuesta, en promedio, US$12 millones y, a lo largo de su vida \u00fatil, acumula una producci\u00f3n de 1,2 millones de barriles, explican en el sector. Esto implica un costo de perforaci\u00f3n de unos US$10 por barril. A ese valor se suman aproximadamente US$3 por barril en costos de mantenimiento, lo que lleva el costo total de la unidad productiva a US$13<\/strong>. El retorno de la inversi\u00f3n se obtiene entre los 18 y 24 meses, y la vida \u00fatil del pozo ronda los 20 a\u00f1os.<\/p>\n En el Golfo San Jorge, en cambio, un pozo convencional cuesta alrededor de US$4 millones, pero su producci\u00f3n acumulada es de apenas 120.000 barriles, es decir, un 10% de la que genera un pozo de Vaca Muerta. Adem\u00e1s, los costos de mantenimiento son significativamente m\u00e1s altos, del orden de los US$35 por barril. En total, el costo por unidad productiva se ubica entre US$55 y US$58, frente a los US$13 del no convencional<\/strong>, lo que explica por qu\u00e9 los niveles de rentabilidad de uno y otro escenario son diametralmente opuestos.<\/p>\n