El conflicto en el Golfo Pérsico reactivó el temor sobre el Estrecho de Ormuz, el paso marítimo por el que circula cerca del 20% del comercio mundial de crudo y GNL, y esa sola amenaza alcanzó para disparar una semana de extrema volatilidad. El Brent había cerrado el 5 de marzo en US$85; luego trepó a US$93 el 6 de marzo y el 9 de marzo llegó a cerrar en US$99, tras haber tocado picos mucho más altos durante la rueda. El 13 de marzo volvió a escalar y terminó en US$103 por barril, su nivel más alto desde 2022, en una señal de que el mercado sigue interpretando un riesgo severo de interrupción del suministro.

La lógica detrás de ese salto no fue sólo militar, sino también psicológica. En X, el analista militar argentino Guillermo Lafferriere planteó que el verdadero dilema de Ormuz no pasa tanto por un cierre físico total del estrecho como por la capacidad iraní de “ensuciar” el tránsito marítimo, elevar el riesgo percibido y paralizar la operatoria a través del miedo. En su análisis, sostuvo que bloquear completamente los canales de navegación requeriría una operación mucho más compleja y costosa, difícil de sostener con la marina norteamericana desplegada en la zona, pero que un minado selectivo o ataques puntuales bastan para disparar seguros, frenar buques y encarecer el barril. Esa lectura coincide con lo que efectivamente reflejó el mercado: más que una certeza de cierre total y duradero, el Brent reaccionó a la incertidumbre sobre cuánto tiempo puede mantenerse degradada la circulación por Ormuz.

Ese punto es central para entender la película completa. El mercado no necesitó ver una interrupción perfecta del flujo para entrar en pánico. Bastó con la caída del tráfico de petroleros, la amenaza de minas, los ataques a embarcaciones y la reducción de exportaciones desde el Golfo para que los operadores empezaran a preciar un shock de oferta de escala histórica. En este sentido, Reuters reportó que la Agencia Internacional de Energía ya calificó esta guerra como la mayor disrupción de suministro de la historia del mercado petrolero, con pérdidas de oferta que rondan los 8 a 10 millones de barriles diarios en marzo. Por eso, aunque en algunos momentos aparecieron señales políticas de alivio y comentarios de Donald Trump sugiriendo una eventual resolución del conflicto, cada rebote diplomático fue rápidamente neutralizado por nuevos episodios de tensión militar.

En ese contexto, la mirada de Lafferriere ayuda a ordenar el caos: Irán probablemente no esté en condiciones de sostener un bloqueo naval absoluto frente al poder de fuego estadounidense, pero sí puede generar el tipo de incertidumbre suficiente para alterar por completo la operatoria comercial. Es, en esencia, una incursión psicológica más que táctica: no necesita sellar Ormuz como si fuera un muro, le alcanza con convencer al mercado que el estrecho es un corredor demasiado peligroso para navegar con normalidad. Y eso, para el comercio petrolero, alcanza y sobra. Cuando un solo incidente puede hundir la confianza de aseguradoras, navieras y traders, el impacto económico se multiplica mucho más allá del daño físico inmediato.

La secuencia de la última semana mostró justamente esa dinámica. Primero vino la suba inicial por la expansión de la guerra y el deterioro del tránsito marítimo; después, un intento de corrección cuando el mercado especuló con una desescalada; y finalmente un nuevo salto cuando Irán reforzó su postura y continuaron los incidentes sobre infraestructura y transporte energético. Mientras tanto, la respuesta occidental se concentró en amortiguar el golpe: la AIE aprobó, en un intento por contener una crisis de desabastecimiento, la liberación de 400 millones de barriles de reservas estratégicas y Estados Unidos anunció que aportará 172 millones.

Aun con esas medidas, el mensaje del mercado sigue siendo el mismo: no hay normalidad. El Brent ya no está operando sólo contra datos de oferta y demanda, sino contra escenarios bélicos. Cada insinuación de amenaza sobre Ormuz, cada intento de ataque a buques o infraestructura se traduce en un aumento de la prima de riesgo que pega de lleno en energía, inflación, logística y actividad global. En otras palabras, el petróleo volvió a ser un botiín de guerra, y mientras el Estrecho de Ormuz siga bajo amenaza, la volatilidad no será una anomalía sino que será la regla.

La reducción condicional de retenciones al crudo convencional no es un privilegio, sino el piso mínimo para que las empresas que hoy sostienen las cuencas maduras puedan seguir invirtiendo técnicas para mejorar la producción antes que el declino natural se vuelva irreversible.

Tras más de un siglo de explotación, las cuencas Golfo San Jorge, Cuyana, Noroeste y Austral atraviesan una fase crítica. Al día de hoy, los reservorios operan con presiones cercanas al agotamiento, cortes de agua superiores al 80–90 % y factores de recobro primario que, en el Golfo San Jorge, apenas alcanzan el 10–15 %. El desafío ya no es crecer, sino frenar un declino que amenaza con comprometer la viabilidad misma de estos campos.

En este sentido, el mapa empresarial cambió de forma drástica a partir de 2024 con el Plan Andes. A partir de este, YPF decidió concentrar su capital en Vaca Muerta y desprenderse progresivamente de los activos convencionales en Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Neuquén y Río Negro. Ese retiro dio lugar a un nuevo ecosistema de compañías argentinas pequeñas y medianas, con estructuras livianas, decisiones descentralizadas y un foco casi exclusivo en gestionar el declino mediante optimización de costos y proyectos muy selectivos de recuperación mejorada.

En paralelo, la salida de DLS de la Cuenca del Golfo San Jorge —con la transferencia de 22 equipos de pulling y workover y unos 740 operarios a un consorcio regional— marcó un quiebre simbólico. Mientras las grandes empresas de servicios migran hacia el shale, el convencional queda en manos de jugadores locales con balances ajustados y fuerte dependencia del flujo de caja. Cada decisión pasó a ser financieramente quirúrgica.

A pesar que Vaca Muerta domina la agenda, las cuencas maduras aún explican cerca del 36 % del petróleo y más del 30 % del gas del país. La Cuenca Golfo San Jorge aporta alrededor del 22 % del crudo nacional, pero mostrando caídas interanuales superiores al 12 %; la Cuenca Cuyana retrocede cerca del 11 % y la Cuenca del Noroeste más del 20 %. En una década, la participación del convencional se redujo casi a la mitad. Es por esto que, lo que está en juego no es solo una estadística, el crudo pesado patagónico es clave para las refinerías locales y el gas de la cuenca Austral resulta indispensable para los picos invernales de Patagonia y el AMBA.

En este contexto de márgenes estrechos, la nueva escala de retenciones definida por el Gobierno Nacional se vuelve decisiva: 0 % en el escenario de precio del Brent igual o menor a USD 65 y hasta 8 % cuando este se ubique por encima de USD 80. Para operadoras con costos de extracción de 35–45 dólares por barril, esa brecha define si se perfora e interviene o si se cierran pozos.

Las provincias acompañan el movimiento. Neuquén redujo regalías del 15 % al 12 % —y del 18 % al 12 % en algunos casos—, eximió Ingresos Brutos al convencional y creó en septiembre de 2025 la Mesa de Reactivación Hidrocarburífera Convencional, con participación de operadoras, sindicatos, municipios y universidades. Los beneficios exigen reinversión, reincorporación de trabajadores (meta cercana a 800 puestos) y contratación local. Chubut y Santa Cruz firmaron acuerdos similares con regalías diferenciales y rebajas impositivas para campos maduros. Mendoza, que ya aplicaba reducciones al 12 % o menos para producción incremental o cortes de agua superiores al 90–95 %, no necesitó un pacto adicional.

Áreas como Manantiales Behr, Chachahuén y Cerro Dragón demuestran que aún existe margen gracias a la aplicación recuperación mejorada (EOR), con aportes de decenas de miles de barriles diarios. Escalar estas experiencias exige previsibilidad regulatoria, amortizaciones aceleradas y un marco tributario que reconozca los retornos lentos propios de los campos maduros.

El petróleo convencional argentino dejó atrás la era de las grandes corporaciones para convertirse en un oficio de ingeniería fina y capital paciente sostenido por empresas locales. La política de retenciones ya no es un debate abstracto, cualquier movimiento puede traducirse en equipos que siguen operando o se desmantelan, pozos que se intervienen o se abandonan, y miles de empleos regionales que se sostienen o se pierden. 

De la combinación entre este esquema fiscal nacional, medidas provinciales y la capacidad técnico-operativa de gestión y ejecución de las operadoras, dependerá que las cuencas maduras continúen aportando volumen de recursos al sistema energético nacional mientras el país avanza hacia nuevos desarrollos. El margen es estrecho y el tiempo apremia.

En diciembre de 2025, Loma Campana alcanzó un hito que marca un antes y un después para la industria energética argentina: superó los 100.000 barriles de petróleo producidos en un solo día, convirtiéndose en el primer yacimiento individual de Vaca Muerta en lograrlo. El dato es más que un récord: es la confirmación de que el desarrollo no convencional en Argentina dejó de ser una promesa para transformarse en producción concreta, sostenida y escalable.

Loma Campana es un yacimiento de petróleo no convencional ubicado en la provincia de Neuquén, en el corazón de la Cuenca Neuquina. Tiene una superficie aproximada de 395 kilómetros cuadrados y sus reservorios se encuentran dentro de la formación geológica Vaca Muerta, una de las principales reservas de shale oil y shale gas del mundo.

Desde el punto de vista productivo, hoy es el bloque más importante y más productivo de toda Vaca Muerta, y uno de los activos energéticos más relevantes del país.

El yacimiento es operado por YPF en asociación con Chevron desde el año 2013. Ese acuerdo marcó un punto de inflexión: fue el primer desarrollo de shale oil a gran escala fuera de América del Norte, en un contexto en el que todavía existían fuertes dudas sobre la viabilidad técnica y económica del no convencional argentino.

Más de una década después, Loma Campana se consolidó como el proyecto que validó el modelo.

Las investigaciones en esos objetivos comenzaron a partir de la década de 1980 donde pozos exploratorios detectaron presencia de hidrocarburos en la Fm Vaca Muerta, confirmando su rol como fuente generadora de recursos. Durante la década del 2000, y a partir del auge de los reservorios No Convencionales, estudios geológicos, sísmicos y de laboratorio permitieron caracterizar la roca generadora, su espesor, su contenido orgánico total y su alta capacidad productiva.

Ese trabajo previo fue clave para identificar los sweet spots, es decir, las áreas de mayor productividad dentro del yacimiento. Hoy, Loma Campana no solo produce petróleo: funciona como referencia técnica y operativa para el resto de los desarrollos en Vaca Muerta. Lo que allí se prueba, se optimiza y se escala, luego se replica en otros bloques de la cuenca.

La importancia de Loma Campana no se explica por azar, sino por una combinación de factores geológicos y operativos excepcionales.

La formación Vaca Muerta en esta área presenta espesores totales que varían entre 80 y 300 metros, con rocas ricas en materia orgánica y un tipo de kerógeno ideal para la generación de petróleo liviano. Además, el reservorio cuenta con fracturas naturales que favorecen la fluencia natural de hidrocarburos, y con múltiples niveles productivos superpuestos, lo que permite optimizar cada conjunto de pozos perforados (pads).

A esto se suma un factor decisivo: costos competitivos. El precio de equilibrio (break-even) del proyecto se ubica entre 36 y 45 dólares por barril, uno de los más bajos de la cuenca, lo que permite sostener la producción incluso en escenarios de precios internacionales desfavorables como los actuales.

La productividad es uno de los indicadores que mejor reflejan el desempeño del yacimiento. En Loma Campana, cada pozo produce en promedio entre 1.250 y 1.450 barriles diarios durante sus primeros tres meses completos de operación, un nivel comparable con desarrollos líderes del shale norteamericano.

Estos resultados se logran gracias a pozos horizontales de gran extensión lateral, que superan los 3.000 metros, y a esquemas de estimulación hidráulica de alta intensidad, que incluyen alrededor de 50 etapas de fractura por pozo.

Loma Campana cuenta con reservas probadas en alrededor de 525 millones de barriles equivalentes (2022), con un recurso recuperado cercano al 22 %. Su desempeño refuerza el potencial global de Vaca Muerta, que concentra recursos recuperables que se estiman en el orden de los 16.000 millones de barriles de petróleo.

A escala país, estos desarrollos permiten proyectar un horizonte de crecimiento ambicioso: con infraestructura adecuada y reglas de juego estables, Argentina podría alcanzar producciones cercanas a 1,5 millones de barriles diarios hacia 2030, cambiando de forma estructural su balanza energética y externa.

Loma Campana es más que un récord puntual. Es la prueba de que el shale argentino funciona cuando se combinan subsuelo, escala y ejecución. Avanzando silenciosamente en el desarrollo de sus activos, el yacimiento puso barriles reales en el mercado y estableció un estándar productivo para toda la cuenca.