Mientras Vaca Muerta se blinda con USD 25.000 millones bajo el RIGI, la Cuenca San Jorge busca confirmar si ya tocó piso

La presentación del proyecto “LLL Oil” de YPF dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) volvió a exponer la distancia entre la dinámica productiva de Vaca Muerta y la de la Cuenca del Golfo San Jorge. Neuquén alcanzó los 629.000 barriles diarios y proyecta llegar al millón en el corto plazo. Chubut produjo 117.000 barriles diarios en marzo y Santa Cruz, 56.000.

La diferencia no responde solo a geología: está marcada por el marco regulatorio, la escala de inversión y el horizonte exportador.

El proyecto de YPF —USD 25.000 millones en 15 años, 1.152 pozos y una producción incremental estimada de 240.000 barriles diarios desde 2032— opera bajo un esquema de estabilidad normativa a 30 años, amortización acelerada y libre disponibilidad creciente de divisas. La Cuenca San Jorge, en cambio, sostiene actividad con pozos maduros, costos crecientes en dólares y sin un régimen de incentivos equivalente.

Neuquén concentra proyectos de infraestructura, ampliaciones de ductos y contratos de largo plazo. La expansión del VMOS y la ampliación de Oldelval consolidan un sistema orientado a exportación. La cuenca madura opera con pozos de baja productividad, declino natural del 8% al 12% anual y una estructura de servicios que enfrenta tensiones financieras.

El precio internacional cercano a los USD 100 permitió sostener actividad, pero no reemplaza un programa de estímulos. La suspensión de retenciones quedó neutralizada por el nivel de precios y no generó un diferencial significativo.

La estabilización en torno a los 116.000 barriles diarios en mayo es observada como un posible punto de inflexión, aunque sin confirmación. La actividad se sostiene con workovers, mantenimiento intensivo y pilotos de recuperación terciaria. La toma de posesión de Manantiales Behr por parte de PECOM aporta evidencia de inversión operativa en Chubut, pero se trata de iniciativas orientadas a extender la vida útil de los activos, no de proyectos transformacionales.

La ausencia de un régimen de incentivos específico para cuencas maduras limita la capacidad de revertir la tendencia. Las operadoras ajustan costos, reorganizan contratistas y buscan eficiencia para sostener actividad en un contexto de menor productividad marginal.

El RIGI y su versión ampliada ofrecen estabilidad regulatoria por 30 años, amortización acelerada, reducción de Ganancias al 15% y libre disponibilidad de divisas. El costo fiscal estimado es de USD 2.362 millones anuales. La mayor parte de los proyectos que ingresaron al régimen ya estaban anunciados antes de su aprobación, lo que refuerza la concentración de beneficios en la cuenca con mayor productividad marginal.

La Cuenca San Jorge queda fuera de ese esquema. Sus proyectos no califican por escala ni por horizonte exportador. La brecha entre ambas cuencas se amplía no solo por geología, sino por política pública.

La industria opera hoy con dos dinámicas simultáneas.

Una, la de Vaca Muerta, con inversiones multianuales, infraestructura en expansión y un horizonte exportador creciente.

Otra, la de la Cuenca San Jorge, que busca estabilizar producción, sostener empleo y gestionar el declino natural con herramientas operativas.

La definición sobre si la cuenca madura ya alcanzó su piso dependerá del precio internacional, de los costos en dólares y de la eventual creación de un régimen de incentivos específico para cuencas maduras. Hasta entonces, el mapa petrolero argentino mantiene dos trayectorias divergentes.

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