Salta Mining
El éxodo de empresas operadoras y de servicios desde Chubut hacia Vaca Muerta es el reflejo de la caída de inversiones y de producción de los recursos de gas y petróleo convencional en campos naturalmente maduros. La confirmación de la salida de Halliburton de la provincia tras una conciliación obligatoria que no logró revertir los casi 300 despidos del personal afectado marca un nuevo hito en este fenómeno.
La empresa de servicios confirmó, tras un mes de conciliación obligatoria con el Sindicato de Petroleros Privados, dispuesta por la cartera laboral de la provincia, que no encuentra opciones para sostener su actividad en Chubut. En consecuencia, mantiene los 290 despidos con el pago de las indemnizaciones correspondientes. Halliburton, una de las grandes empresas globales de servicios especiales para la industria del oil & gas, con una capitalización de mercado superior a los 20.000 millones de dólares, se suma a una lista de firmas que han trasladado sus operaciones hacia la formación no convencional de Vaca Muerta.
Hace un mes, la multinacional anunció su decisión de concentrar sus operaciones en Vaca Muerta, siguiendo la tendencia de migración que se viene dando en los últimos años desde la Cuenca del Golfo San Jorge, integrada por Chubut y Santa Cruz. Esta región ha visto la salida de decenas de empresas pequeñas y medianas de servicios, en un contexto de declino de la producción convencional.
YPF anunció su intención de abandonar Chubut mediante la negociación de las áreas maduras dentro del Plan Andes, cuyo destino se definirá el 1 de julio. La petrolera nacional prevé desprenderse de Manantiales Behr, un yacimiento centenario que en 2022 logró un récord de producción tras un proceso de recuperación terciaria.
Tras la audiencia de conciliación obligatoria en Comodoro Rivadavia, fuentes gremiales explicaron que Halliburton "ratificó que los despidos se van a llevar a la práctica y que los 290 trabajadores recibirán todas sus indemnizaciones". Además, se mencionó la posibilidad de reubicación en Neuquén con la misma empresa. Los despidos alcanzaron a 150 trabajadores convencionales y 140 jerárquicos. Desde el inicio del conflicto en febrero, la compañía mantuvo cerrada su base de operaciones sin retomar la actividad pese a los reclamos sindicales.
El argumento de Halliburton es que la Cuenca del Golfo está sufriendo una rápida caída de actividad debido al envejecimiento de los yacimientos, muchos de ellos centenarios, lo que encarece los costos operacionales. La comparación con Vaca Muerta es determinante: mientras que producir un barril de crudo en la formación neuquina cuesta entre 4 y 5 dólares, en Chubut el costo puede variar entre 25 y 50 dólares por barril.
Los datos oficiales de enero de 2025 indican que el 59% de la producción de petróleo proviene del shale oil, mientras que el 41% corresponde a crudo convencional. Las cuencas convencionales como la del Golfo San Jorge enfrentan el desafío de mantener la actividad tras una caída interanual del 5% en 2024. De los casi 11.500 millones de dólares invertidos en upstream durante 2024, el 75% se destinó a Vaca Muerta.
Marcelo Hirschfeldt, director de OilProduction Consulting, señala que las cuencas convencionales deben mejorar su eficiencia y optimizar costos de producción para seguir siendo competitivas. La Cuenca del Golfo San Jorge enfrenta una creciente proporción de agua en su producción y una declinación constante en la extracción de petróleo, lo que impacta en la viabilidad económica de su explotación.
No obstante, el convencional aún tiene un papel clave, ya que el crudo pesado de esta cuenca es altamente demandado por refinerías locales y extranjeras. Ejemplos de productividad, como Cerro Dragón -operado por Pan American Energy y responsable del 23% de las reservas del país-, demuestran que todavía hay oportunidades en la región. Actualmente, este yacimiento es el segundo más productivo de Argentina, solo por detrás de Loma Campana en Vaca Muerta, operado por YPF y Chevron.
