La retirada de YPF abrió paso a un reordenamiento profundo en la Cuenca del Golfo San Jorge, con nuevas operadoras, cambios en el mapa de contratistas y un modelo de gestión que avanza hacia mayor eficiencia. Entre recambios, tensiones y la pérdida de fuentes laborales, la industria redefine su rumbo en Comodoro.
La conmemoración del 13 de Diciembre de 2025 se enmarca un cambio histórico. La salida de YPF, que se termina de concretar con los últimos detalles de la venta de Manantiales Behr, implica un punto de inflexión luego de más de 100 años de explotación. La cuenca San Jorge inicia el primer año de su vida post YPF y busca adaptarse a cambios profundos.
La salida de YPF abrió la puerta a otras operadoras que venían evaluando esa decisión. Tal es el caso de Tecpetrol, cuyo CEO, Ricardo Markous, había reconocido dos años atrás que estaban evaluando la decisión, ante la obvia desinversión que venían reflejando en los registros oficiales, con su actividad reorientada totalmente hacia Vaca Muerta en la última década.
De este modo, el recambio de empresas empezó por la llegada de PECOM a Chubut, para hacerse cargo de la operación de Escalante-Trébol y Campamento Central-Cañadón Perdido.
Siguió con Crown Point, que asumió la operación del bloque El Tordillo, que incluye Puesto Quiroga y La Tapera. Y se completa con Rovella Energía, para asumir la operación de Manantiales Behr.
En Santa Cruz, un consorcio de empresas de alcance regional y nacional se conformó para asumir la operación de las 10 áreas devueltas por YPF. Patagonia Resources S.A. operará Los Perales – Las Mesetas, Los Monos y Barranca Yankowsky.
Clear Petroleum S.A. tendrá a su cargo Cañadón de la Escondida – Las Heras.
Roch Proyectos S.A.U. explotará Cerro Guadal Norte – Cerro Piedra, Cañadón Yatel y El Guadal – Lomas del Cuy. Azruge S.A. será responsable de Cañadón Vasco. Brest S.A. obtuvo Pico Truncado – El Cordón.
Quintana E&P Argentina S.R.L. y Quintana Energy Investments S.A. se adjudicaron Cañadón León – Meseta Espinosa.
Un nuevo modelo basado en la “reducción de costos”
Hay una receta común, que se repite como un mantra, entre los nuevos operadores y quienes aspiraron a quedarse con alguna de las áreas en juego. El manejo de los costos, como reflejo de cambiar la ecuación que llevó a YPF a retirarse de esta región, es un unto de partida común para los nuevos actores.
Ese axioma surge como respuesta al argumento expresado por Horacio Marín al momento de justificar su decisión de retirarse de las áreas convencionales, para concentrarse en Vaca Muerta. En palabras del ejecutivo, la compañía se concentró en maximizar inversión y rentabilidad en un área que tiene costos de producción entre 5 y 7 dólares por barril, retirándose de campos donde el costo puede ubicarse desde los 30 hasta los 50 dólares, o más.
El objetivo de los nuevos jugadores no apunta a equiparar el rendimiento de los campos neuquinos, que se explican por su alta productividad. Con una meta algo más modesta, lo que se busca es que el piso actual de 30 dólares por barril se convierta en un techo, bajando lo más posible de ese valor.
Hay una convicción que explica por qué ese modelo garantiza una ecuación viable para la producción petrolera en la región: el crudo de la cuenca San Jorge seguirá siendo necesario para la mezcla en las refinerías del país, que no pueden funcionar en su totalidad con el petróleo liviano de la cuenca Neuquina.
Ese dato alcanza, al menos por ahora, para esperar algunas políticas de incentivo, como podría serlo la eliminación (o disminución en escalas) de las retenciones a la exportación de crudo de esta región. Subrayamos el “por ahora”, a partir de algunos datos que reflejan una menor demanda, por parte del complejo refinador, que ha iniciado un proceso de reconversión, para adaptar sus instalaciones al mayor volumen de petróleo de Vaca Muerta.
La baja de costos que se llevó unos 7.000 empleos: ¿única receta?
La optimización de costos ha tenido cifras concretas, no siempre coincidentes ni del todo claras, pero con estimaciones que pueden resultar apropiadas como medición del impacto.
En Santa Cruz hubo 3.000 retiros voluntarios, abonados por YPF a principios de este año, como parte del plan de “racionalización” previa a la licitación de las áreas revertidas.
En Chubut las cifras son algo más difusas, con variaciones según el período en que se tomen, pero igualmente impactantes. En agosto, el secretario adjunto del sindicato Petrolero, Carlos Gómez, reconoció públicamente que hasta ese momento se contaban entre 2.500 y 2.600 retiros volunarios en la provincia, aguardándose una nueva ‘tanda’ con el cambio de manos de Manantiales Behr (de 800 puestos de trabajo, se especula que podría ser la mitad).
Jorge Ávila, por otra parte, dio cifras más elevadas, aunque tomando en consideración un período más amplio. Fue cuando declaró que, en los últimos años, el sindicato había caído de 12.000 afiliados a 4.800.
Con esa salvedad vinculada a los períodos que se tomen en cuenta, podría estimarse que, desde el inicio de salida de YPF, que dio marco también a otras compañías para cumplir con planes de ajuste de costos y reducción de personal, en la cuenca San Jorge se redujeron no menos de 7.000 empleos directos en la actividad petrolera.
De acuerdo con la lógica empresarial, el anverso de esa moneda debería ser una optimización de la ecuación económica, reflejada en un menor costo de extracción de barril, para alcanzar el objetivo de elevar la producción.
Las tensiones concentradas en la ‘punta de lanza’
Gran parte de la mirada estuvo puesta en este primer año de “transición” en PECOM, por ser punta de lanza en el proceso de reemplazo. Con reacomodos que motivaron críticas por el recambio de empresas regionales y la concentración de servicios de operación y mantenimiento en una sola compañía, conformada con esa finalidad (NCY, integrada a su vez por empresas nacidas en la región como contratistas de YPF), hay que decir también que la totalidad de puestos de trabajo perdidos no se origina exclusivamente en las áreas que asumió la compañía del grupo Pérez Companc.
Un dato resulta útil para validar la anterior apreciación: antes del traspaso de áreas, Escalante y Campamento Central concentraban alrededor de 1.500 y 2.000 puestos de trabajo, como reconoció Jorge Ávila en una entrevista con esta agencia en marzo del año pasado. De este modo, la reducción esas áreas sólo explicaría una parte del total de puestos laborales perdidos.
La menor cantidad de operarios se complementa con el avance tecnológico, aplicado en campos de la región por distintas operadoras, con el objetivo de lograr la meta de mayor eficiencia.
El señalamiento hacia PECOM fue fuerte, pero los datos disponibles muestran que la reducción de planteles tuvo un carácter más amplio, asociado también a decisiones de otras operadoras y al proceso tecnológico que atraviesa toda la cuenca.
Un primer año de transición: ordenamiento, tensiones y aprendizajes
El primer año de la cuenca sin YPF dejó en evidencia que el ajuste no fue la única herramienta utilizada por las nuevas operadoras. Puertas adentro, reconocen que buena parte del proceso tuvo que ver con reordenar activos que venían de largos ciclos de subinversión, y con reconstruir una coordinación básica entre empresas de servicios, contratistas y equipos propios.
En ese contexto, algunas compañías admiten que la transición no estuvo exenta de “dolor y ruido”, en palabras de un ejecutivo que participó del desembarco de PECOM en Escalante y Campamento Central. Según su descripción, el mayor desafío no fue sólo reorganizar personal sino instalar un cambio cultural: que cada actor de la cadena entienda cuál es su función, dónde puede mejorar su eficiencia y cómo se integra a la visión general del activo.
El concepto que repiten es que “ser eficiente no es tener menos gente”, aunque esa consecuencia haya sido visible en toda la cuenca. La clave, según se indicó, está en que “cada contratista piense qué otras tareas o servicios puede incorporar para mantener controlado el OPEX (costo de la operación) en un escenario de márgenes estrechos, con un precio de petróleo que se mantendrá bajo durante 2026”.
La estabilización y la meta esperada: recuperar la producción
En los últimos meses -empre según la mirada empresaria- el proceso empezó a mostrar señales de mayor estabilidad. “Ordenar el activo” implicó definir estándares de trabajo y alinear criterios operativos. Esa etapa, se afirmó, permitió bajar los ruidos que marcaron los primeros meses del cambio de operador. “No vinimos a matar a nadie; vinimos a poner las cosas en el lugar que correspondía”, sintetiza la misma fuente.
Con ese reordenamiento inicial, la atención comienza a desplazarse hacia la variable clave que determinará la sustentabilidad del modelo: la productividad. Si la producción logra crecer, el “denominador” más alto permitirá reducir el costo por barril. Sobre esto se apalanca buena parte del plan de expansión que prevén para los próximos años. Es un objetivo compartido por todas las empresas que operan en la cuenca, tanto los “nuevos” como los “viejos” jugadores.
De cara a un 2026 decisivo, la cuenca San Jorge ingresa en una etapa donde la eficiencia operativa tendrá que combinarse, necesariamente, con planes de inversión acordes a las metas anunciadas.
Después de un siglo bajo la órbita de YPF, el desafío por delante es construir un nuevo equilibrio, donde la región sepa sostener su rol basado en la producción de energía, aun en tiempos donde el liderazgo ya se corrió, en forma definitiva, hacia Vaca Muerta.
