Mientras el Gobierno nacional cambia las reglas para el crudo convencional, las provincias del NOA que viven del gas y petróleo, como Salta, discuten a contrarreloj cómo seguir produciendo, cuidando laburos y evitando que los yacimientos queden secos y abandonados.
Las provincias del norte que dependen del gas y petróleo atraviesan semanas clave: el Gobierno nacional modificó el esquema de impuestos a las exportaciones de crudo convencional y ahora Salta, Jujuy y Formosa analizan qué impacto real tendrá en sus economías. En la cuenca del Noroeste, donde los yacimientos ya muestran el cansancio de décadas de extracción, se discute hasta cuándo podrán seguir aportando producción y si estas medidas alcanzan para que las empresas vuelvan a invertir. Al mismo tiempo, crece la expectativa por el posible desarrollo de shale en la región, señalado como un reservorio que podría competir con Vaca Muerta.
Gas y petróleo: qué cambió con las retenciones y por qué Salta está en alerta
El giro más fuerte llegó desde la Casa Rosada con una resolución que sacudió al sector: se decidió eliminar las retenciones a la exportación de petróleo convencional siempre que el precio internacional del barril esté por debajo de los 65 dólares. Hasta ahora, regía un esquema que aplicaba derechos de exportación con una alícuota de hasta el 8% cuando la cotización superaba los 60 dólares, lo que generaba quejas constantes de las operadoras por la presión fiscal.
Con el nuevo criterio, las provincias productoras de gas y petróleo del norte, entre ellas Salta, ven una chance de alivio impositivo para los yacimientos maduros, esos pozos que ya están lejos de su pico de producción pero que todavía pueden seguir aportando si hay inversiones. El foco está puesto en el crudo convencional, que es justamente el tipo de extracción que domina en la provincia.
De acuerdo con los lineamientos oficiales, la baja de retenciones busca darle aire a esas áreas maduras, donde cada barril cuesta más sacarlo a superficie. En Salta se espera que este cambio funcione como empujón para que las petroleras vuelvan a mirar la cuenca del Noroeste y se animen a poner plata en nuevas perforaciones y en trabajos de “work over”, es decir, reparación y reacondicionamiento de pozos que hoy están rindiendo poco.
En esa línea, la discusión económica dentro de la provincia gira en torno a tres puntos concretos: sostener empleos directos en el sector de gas y petróleo, reactivar la demanda de servicios de empresas locales y, como consecuencia, mejorar el ingreso por regalías hidrocarburíferas. Todo esto, en un contexto donde los números muestran una caída sostenida de la producción en casi todas las cuencas convencionales del país.
Cuenca del Noroeste en retroceso: números duros, shale en carpeta y miedo a que los pozos mueran
Las autoridades provinciales y los referentes del sector energético del norte siguen con atención cada resolución nacional, porque saben que cada punto de impuesto o cada beneficio fiscal puede definir si una empresa decide quedarse o levantar las máquinas. La cuenca del NOA, que abarca Salta, Jujuy y Formosa, todavía es marcada como una zona con resto para aportar energía al sistema, pero solo si se suma tecnología de recuperación secundaria y terciaria, y si el esquema impositivo no termina de ahogar los proyectos.
En las mesas de análisis aparece siempre la misma pregunta: ¿cuántos años más le queda de vida útil a esta cuenca como productora relevante? El país viene consolidando su estrategia sobre el desarrollo de combustible no convencional y gran parte de la plata se va directo a Vaca Muerta, mientras que las cuencas maduras del norte, con gas y petróleo convencional, ven cómo se achican las inversiones.
Frente a este escenario, la mirada del norte también se corre hacia el shale. En particular, la gran apuesta está puesta en la cuenca no convencional de Los Monos, presentada por técnicos y empresas como un reservorio que podría tener tanto o incluso más gas y petróleo que Vaca Muerta. Este recurso está a unos 3.500 metros de profundidad y, si algún día se decide avanzar fuerte en su explotación, podría transformar a toda la región en una de las reservas más importantes del planeta en este tipo de hidrocarburos.
Por ahora, ese potencial convive con una realidad mucho más cruda: menos equipos trabajando, pozos envejecidos y empresas de servicios que sienten el parate en la facturación. Dirigentes del sector remarcan que las cuencas maduras requieren un trato impositivo diferenciado para no entrar en un camino sin retorno. Plantean la necesidad de marcos especiales que protejan los empleos, mantengan en uso la infraestructura construida durante décadas y cuiden el conocimiento técnico de cientos de trabajadores especializados en gas y petróleo.
Campo Durán, reforma laboral y la sombra de Vaca Muerta sobre la economía del norte
Mientras se habla de shale y de nuevas reglas fiscales, la vida diaria del negocio de gas y petróleo en el norte se ve claramente en el complejo de refinación de Campo Durán, el principal polo industrial de la región. Allí funcionan la destilería y un poliducto que se extiende por más de 1.300 kilómetros, pieza clave para mover y procesar combustibles y derivados que abastecen al NOA. Durante el último año, la atención del sector se concentró fuerte en este complejo, por su rol estratégico en toda la cadena.
Al mismo tiempo, las compañías vinculadas al upstream (exploración y producción) y al midstream (transporte y almacenamiento) siguen muy de cerca la reforma laboral impulsada a nivel nacional, que toma como referencia los cambios aplicados en Vaca Muerta. Según los planteos empresariales, una reducción de la carga impositiva y ciertas flexibilizaciones podrían ayudar a levantar la producción en áreas maduras de gas y petróleo y a poner en marcha nuevos proyectos que hoy están frenados.
En esta discusión aparece mencionada YPF, que en la región es señalada como una de las empresas que analiza alternativas de nuevos negocios vinculados a la actividad hidrocarburífera. Los datos de la última década muestran la magnitud del problema que enfrentan las cuencas maduras: entre 2012 y 2022, la cuenca Austral cayó 51,5% en su producción, la Cuyana bajó 40,1%, el Golfo San Jorge retrocedió 22,4% y la del Noroeste, donde se incluye Salta, se desplomó 50,6%. La única que creció fue la cuenca Neuquina, justamente impulsada por el shale.
En provincias como Salta, este proceso se traduce en migración de trabajadores del sector de gas y petróleo hacia otras zonas, cierre de pymes de servicios y pozos que se van quedando viejos sin mantenimiento suficiente. En la región advierten que, si no cambia la tendencia de inversión y actividad, parte de esos yacimientos puede terminar en estado irrecuperable.