El Gobierno Nacional acuerda con las provincias beneficios fiscales para incentivar la producción y exportación de petróleo convencional, en un escenario en el que las grandes empresas se enfocan en la rentabilidad de Vaca Muerta.
El jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y los ministros del Interior y de Economía, Diego Santilli y Luis Caputo, junto al gobernador de Chubut, Ignacio Torres, anunciaron un acuerdo para reducir los derechos de exportación aplicados al petróleo producido de manera convencional.
El gobierno chubutense se comprometió por su parte a concretar una baja de cuatro puntos porcentuales del cobro de regalías, que pasará de 12% a 8%.
Por otro lado, en Santa Cruz, el gobernador Claudio Vidal había oficializado recientemente la cesión de diez áreas hidrocarburíferas a seis petroleras que se comprometieron a invertir más de 1.250 millones de dólares en seis años para reactivar la producción y el empleo en la cuenca del Golfo San Jorge.
El Golfo San Jorge es el más amplio de la costa argentina, extendiéndose entre las provincias de Chubut y Santa Cruz en 40.000 km2 que contienen la principal cuenca productora de petróleo convencional.
Los anuncios buscan mitigar el contraste estructural que atraviesa el sector, en el que Vaca Muerta, centro de la producción no convencional, alcanza máximos históricos mientras las cuencas de producción convencional en Golfo San Jorge y Golfo Austral pierden terreno en términos de productividad y rentabilidad.
La Secretaría de Energía informó que el país alcanzó en octubre la mayor producción petrolera de su historia, con un promedio de 859.500 barriles por día.
Las cifras destacan el salto del crudo no convencional, que representó el 66% del total con 567.500 barriles, compensando el retroceso de la producción convencional, que representó el 34% (46% en 2024).
Radiografía de la explotación de los recursos petroleros y gasíferos en la cuenca hidrocarburífera más grande del Cono Sur.
Las diez áreas licitadas a Quintana Energy, Patagonia Resources, Clear Petroleum, Roch Proyectos, Brest y Azruge; habían sido cedidas por YPF a la empresa provincial FOMICRUZ en junio.
La estatal se desprendio de las mismas en el marco del “proyecto Andes” que consistió en el proceso de venta de 55 áreas de explotación de petróleo y gas convencionales a través del Banco Santander, entidad que se encargó de las operaciones.
La explotación convencional se encuentra en un estado de “alta fragilidad operativa y acentuado declino”, advirtió la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).
El JP Morgan afirmó en un reporte que Vaca Muerta se transformó en una de las áreas de mayor crecimiento a nivel global.
La producción de un pozo no convencional en Vaca Muerta cuesta, en promedio, 12 millones de dólares entre la perforación y la puesta en marcha. Con capacidad para producir 1,2 millones de barriles, el costo promedio de perforación se estima en 13 dólares por barril contemplando el costo de su mantenimiento.
Para el crudo convencional, un pozo cuesta 4 millones de dólares, pero su producción alcanza los 120.000 barriles, dejando el costo del barril a 35 dólares. Al sumar el mantenimiento, el costo se ubica entre 55 y 58 dólares.
Esta diferencia se contrasta a su vez con la caída del precio del petróleo, que a principios de 2024 promediaba los 72 dólares, y en el segundo trimestre de 2025 alcanzó los 62 dólares.
En consecuencia, al igual que YPF, las grandes operadoras como Vista Energy, Pan American Energy (PAE) y Tecpetrol, destinan casi todas sus inversiones a Vaca Muerta, dejando los pozos convencionales en manos de empresas más pequeñas. Por otro lado, el Gobierno enfoca su interés en juntar dólares de donde sea para pagar la deuda externa.
Estados Unidos asedia a Venezuela obstruyendo sus operaciones comerciales de petróleo y gas y apoyando a Guyana en la disputa por la explotación del Esequibo. 
