La producción de gas y petróleo convencional en la cuenca del Noroeste, que abarca a Salta, atraviesa una caída sostenida y genera preocupación por su impacto en empleo, proveedores e infraestructura estratégica como Campo Durán. Mientras el país concentra inversiones en Vaca Muerta, provincias productoras insisten en regímenes especiales, alivio impositivo y nuevas tecnologías para recuperar reservas y evitar el cierre definitivo de pozos maduros.
La industria de gas y petroleo del norte argentino atraviesa un momento clave: el derrumbe de la producción convencional en la cuenca del NOA, donde participa Salta, choca de frente con el avance de los hidrocarburos no convencionales en Neuquén. Gobiernos provinciales, empresas operadoras y firmas de servicios discuten cómo evitar que el declino natural de los yacimientos termine de vaciar de actividad una zona que durante décadas fue uno de los motores energéticos del país. El año 2026 aparece como horizonte para medir si las medidas en análisis logran frenar la caída y reactivar inversiones en áreas maduras.
Gas y petróleo en retroceso: caída de la cuenca del NOA y desigualdad con Vaca Muerta
Mientras la agenda nacional mira casi exclusivamente el shale neuquino, la cuenca del Noroeste –que integran Salta, Jujuy y Formosa– viene acumulando años de bajas en su extracción de gas y petroleo. El declino no solo se explica por el envejecimiento de los yacimientos, sino también por un esquema fiscal y regulatorio que, según coinciden actores locales, ya no resulta atractivo para perforar nuevos pozos ni para encarar trabajos de reparación en los existentes.
Los números de la última década muestran la magnitud del problema. Entre 2012 y 2022, la producción convencional cayó en casi todas las cuencas del país: la Austral se redujo 51,5%, la Cuyana 40,1%, el Golfo San Jorge 22,4% y la del Noroeste 50,6%. En sentido contrario, solo la cuenca Neuquina creció, impulsada por el desarrollo masivo de Vaca Muerta, lo que alimenta planteos por una distribución más equilibrada de beneficios e incentivos entre las distintas regiones productoras.
Ante este escenario, vuelve a cobrar fuerza la idea de crear regímenes especiales para cuencas maduras. El objetivo que plantean las provincias es contar con normas diferenciadas que contemplen la realidad de yacimientos en declinación, permitan aprovechar la infraestructura ya instalada y retengan el conocimiento técnico de cientos de trabajadores con formación específica en operaciones de alto estándar.
Sin este tipo de medidas, advierten referentes del sector, la producción del norte continuará bajando mientras nuevas inversiones siguen orientándose a proyectos de shale. La preocupación es que, a medida que pasa el tiempo, los pozos abandonados se deterioran y se encarecen las chances de volver a ponerlos en marcha, afectando también a las pymes de servicios que dependen directamente de esta actividad.
Impacto en Salta: empleo, proveedores y rol estratégico de Campo Durán
En Salta, la retracción del sector de gas y petroleo se siente en varios frentes al mismo tiempo. Por un lado, se registra migración de personal calificado hacia otras cuencas con mayor nivel de actividad, principalmente Neuquén. Por otro, se observa un cierre progresivo de empresas de servicios que no logran sostenerse ante la falta de contratos de perforación, mantenimiento y reacondicionamiento de pozos.
A esto se suma el deterioro de instalaciones que, sin inversión, corren riesgo de quedar fuera de servicio en forma definitiva. Especialistas de la zona advierten que, si la caída continúa, habrá pozos que se volverán técnicamente irrecuperables, lo que significaría perder para siempre reservas que podrían seguir aportando a la matriz energética nacional y a las regalías hidrocarburíferas de la provincia.
La historia reciente explica la sensibilidad del tema en Salta: durante unos 80 años, la actividad petrolera y gasífera fue una de las columnas del desarrollo regional. Sin embargo, desde hace más de 15 años el sector no logra recomponer el nivel de producción y movimiento económico que supo tener, lo que impacta en cadenas de valor, capacitación de mano de obra y recaudación local.
Campo Durán, nodo industrial clave para el norte
Dentro de este mapa, el complejo industrial de Campo Durán concentra buena parte de las expectativas. Ubicado en el norte salteño, reúne la destilería y el poliducto más largo de la región, con más de 1.300 kilómetros, configurando el mayor sistema de refinación y transporte de derivados del gas y petroleo del área. Las miradas se posan allí porque su nivel de actividad condiciona tanto la logística de combustibles como la demanda de servicios asociados.
A lo largo del año, gremios, empresas y autoridades siguieron de cerca el rendimiento de estas instalaciones, consideradas estratégicas para sostener la industria hidrocarburífera regional. El desempeño de Campo Durán funciona como termómetro: cuando baja el volumen procesado o transportado, se resienten contratos de transporte, mantenimiento, seguridad industrial y otros servicios que generan empleo directo e indirecto en el departamento San Martín y zonas cercanas.
Por eso, cualquier cambio normativo o impositivo que afecte al negocio convencional tiene correlato en Campo Durán. El futuro de este polo industrial está atado a que se logre mantener un flujo mínimo de crudo y gas que justifique inversiones en modernización, seguridad y nuevas tecnologías de operación.
Cambios en retenciones, reforma laboral y apuesta a nuevos recursos
En medio de esta discusión, tomó relevancia la decisión del Gobierno nacional de modificar el esquema de derechos de exportación para el crudo convencional. La resolución establece que cuando el precio internacional del barril se ubique por debajo de los 65 dólares, se eliminarán las retenciones a la exportación. Antes regía una alícuota de hasta el 8% cuando la cotización superaba los 60 dólares.
En las provincias convencionales se interpreta que esta modificación busca aliviar la carga impositiva sobre yacimientos maduros. En el caso de Salta, señalan que podría traducirse en un incentivo para que las compañías destinan más fondos a nuevas perforaciones y a tareas de “work over”, es decir, trabajos de reparación y reacondicionamiento de pozos pensados para extender su vida útil y sostener niveles de extracción que permitan conservar fuentes de trabajo y generar regalías.
Paralelamente, se analiza una reforma laboral específica para la actividad hidrocarburífera, tomando como referencia la experiencia de Vaca Muerta. Este posible cambio normativo se suma a los pedidos empresariales de reducir la presión tributaria en áreas maduras y a los nuevos proyectos que evalúa encarar YPF en la región, lo que mantiene al sector en un estado de espera atenta hacia el año próximo.
En el horizonte de más largo plazo, distintos referentes de la industria mencionan el potencial de la cuenca no convencional de Los Monos como una carta fuerte para el norte. Se trata de un recurso ubicado a unos 3.500 metros de profundidad que, según se describe, “guarda tanto o más gas y petróleo que Vaca Muerta”. De concretarse su desarrollo, estiman que podría transformar al norte argentino en “una de las reservas más importantes del mundo”.
En ese marco, se sostiene que “en algún momento que a los inversores les resulte oportuno” el shale “hará pie en el norte”, y se presenta a Los Monos como la gran esperanza para reimpulsar la actividad hidrocarburífera en una región que históricamente aportó energía al país.