Los datos de la extracción de crudo Escalante en Chubut y el conjunto de la Cuenca del Golfo San Jorge cayó de manera notoria en febrero pasado. Con 313 mil barriles menos se trató del mayor retroceso productivo del último año, por fuera de los efectos negativos del temporal de mediados del 2024. La salida de YPF libertaria, la desinversión encabezada por Tecpetrol y el corrimiento de las operadoras hacia Vaca Muerta explican el complejo panorama. Después de la privatización de YPF en los '90, la imposición del libre marcado en el sector petrolero junto a la falta de intervención y planificación estatal permitieron que se vaya profundizando un proceso perjudicial para los yacimientos de la CGSJ mientras se transita un pico histórico de altos precios del crudo. Desde hace siete años, y tras largos años de subsidios del Estado nacional, la extracción petrolera en Vaca Muerta comenzó a disociarse de manera muy marcada con la CGSJ.
Febrero no dejó buenas noticias en materia de producción petrolera para Chubut y la Cuenca del Golfo San Jorge. Los datos oficiales de la Secretaría de Energía revelaron que en la provincia el retroceso extractivo del mes pasado fue de 313.749 barriles y en toda la CGSJ la caída en los dos primeros meses del 2025 ascendió a los 757.778 barriles.
Los números reflejaron las mayores caídas de los últimos doce meses y sólo fueron superadas por lo sucedido a mediados del 2024 con los efectos que dejó en los yacimientos chubutenses el temporal de lluvia y nieve.
En todo el año 2024 la retracción productiva en Chubut fue de 3.067.059 barriles y en los primeros dos meses de este 2025 ascendió a los 542.130 barriles, reflejando el aumento de la tendencia de una caída que se va pronunciando aceleradamente.
Esa aceleración se observa especialmente porque en los meses de junio y julio se produjo un evento meteorológico extraordinario provocado por el temporal de lluvias y nieve, que generó una merma de 856.502 barriles en junio y de 595.160 en julio.
Incluyendo las bajas por el temporal, el promedio de caída en el 2024 fue de 255.588 barriles mensuales; mientras que en el arranque de este 2025 el promedio de retracción subió a 271.065 barriles sin los efectos del clima.
La peor merma productiva de los últimos doce meses, por fuera de la suscitada en febrero pasado, había sido la de septiembre del 2024 con 233.063 barriles menos.
Cuando la comparación se extiende a los últimos 24 meses se observa que entre febrero del 2023 y el mismo mes del 2024 se dejaron de producir en Chubut 978.578 barriles y el promedio mensual había sido de 81.548 barriles menos.
Respecto a los 271 mil barriles de promedio que arrojó el retroceso en el arranque de este año, el salto negativo significó que la merma extractiva se triplicó.
YPF y Tecpetrol al frente de la caída
Las dos petroleras que peores resultados arrojaron en Chubut durante los dos primeros meses del 2025 fueron YPF y Tecpetrol. La primera está terminando su proceso de salida de la provincia -algunas de las áreas ya se encuentran en manos de PECOM- y la segunda desinvierte de manera constante mientras busca desprenderse de los yacimientos chubutenses.
La petrolera del Grupo Techint bajó el 25,9% (-91.705 barriles) respecto del primer bimestre del 2024 y la YPF libertaria experimentó un retroceso del 29,1% (-651.592 barriles).
En el caso de la petrolera con mayoría accionaria estatal se debe tener en cuenta que ya no aparecen contabilizados los yacimientos que le vendió a PECOM; pero si se suman los datos oficiales de YPF y la petrolera del Grupo Pérez Companc se observa que en enero se dio un retroceso del 7,7% (-89.759 barriles) y del 9,5% (-103.149 barriles) en febrero.
Específicamente en el caso de PECOM, que no tiene referencia consigo misma en el año 2024, se observó un aumento productivo del 265 entre enero y febrero.
Pan American Energy reflejó una retracción del 4,3% (-186.389 barriles) en los dos primeros meses del año; CAPSA una caída del 10,1% (-69.735 barriles) y CAPEX del 1% (-3.440 barriles). De conjunto la producción de Chubut retrocedió el 6,7% (-542.130 barriles) entre enero y febrero.
Al otro lado de la cuenca le producción del norte de Santa Cruz experimentó una caída del 5,5% (-215.648 barriles). La YPF libertaria que aún no logró deshacerse de los campos maduros retrocedió el 12% (-274.052 barriles) y CGC subió el 1,7% (17.264 barriles).
Largo proceso de caída con altos precios del crudo
La actual crisis productiva en la región tiene un correlato histórico que se desató esencialmente en el 2012 cuando comenzó a desarrollarse Vaca Muerta.
Desde el año 2007 cuando el fallecido ex gobernador Mario Das Neves renegoció de manera anticipada la concesión de Cerro Dragón por 40 años, los niveles productivos se mantuvieron relativamente estables promediando los 5 millones de barriles mensuales y un promedio del precio en el crudo Escalante que se ubicó en los 55,5 dólares.
En el 2011 y en el 2012 se desató una fuerte escalada del precio del petróleo que se mantuvo casi hasta finales del 2015 promediando los 71 dólares por barril de Escalante, pero la producción ya comenzó a declinar y el promedio de ese período decreció a 4,7 millones de barriles.
Ese proceso de precios muy altos no se utilizó para desarrollar los reservorios de crudo en Chubut y la CGSJ, sino que las operadoras impulsadas por el Gobierno nacional se volcaron a invertir junto a YPF a la cabeza en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina.
A partir del 2016 se fue cerrando el ciclo de altos precios en el crudo, aunque los promedios del Escalante siguieron siendo altamente rentables para las operadoras ubicándose en los 54,7 dólares por barril hasta finales del 2019.
A pesar de ese nivel bastante positivo del precio del crudo, la producción de Chubut siguió retrocediendo a el promedio de producción mensual decayó a 4,4 millones de barriles.
En el 2020 llegó el abrupto sacudón que generó la pandemia de COVID y la posterior cuarentena que se extendió en todo el mundo. El precio del Escalante bajó a los 22 dólares en el primer cuatrimestre de ese año, pero la producción bajó fuerte y se mantuvo en niveles superiores a los 4 millones de barriles mensuales gracias a los subsidios estatales. El Escalante promedió los 40,6 dólares y la producción en los 4,3 millones de barriles mensuales.
Desde el 2021 el panorama cambió sustancialmente y hasta la actualidad el precio de crudo Escalante subió a un promedio de 70,2 dólares, pero la producción no se vio reflejada en ese repunte y terminó retrocediendo a 4,1 millones de barriles por mes.
El Estado provincial que le garantizó a las operadoras extensión en los plazos de las concesiones por cuatro décadas no intervino ni planificó cómo seguir desarrollando y manteniendo los niveles productivos en los yacimientos chubutenses.
Bajo la lógica del libre mercado y la complicidad estatal, el sector petrolero fue auto delineándose en la búsqueda de una mayor rentabilidad que le ofrecía Vaca Muerta con subsidios del Estado nacional y la impronta sindical para bajar los costos de producción con mayores niveles de explotación laboral.
Vaca Muerta como "sicario" de la CGSJ
Desde el 2012 los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta se transformaron en una prioridad absoluta para el Estado nacional. Con el objetivo de desarrollarlos para obtención de dólares a través de la exportación de crudo y gas desembolsó en una década 11.548 millones de dólares en subsidios estatales a las empresas privadas.
Hasta el 2018 Vaca Muerta no logró despegar y las variaciones productivas interanuales consiguieron ese año un saldo positivo muy leve, recién al año siguiente se dio la disparada de la Cuenca Neuquina que subió fuerte los niveles productivos.
En contrapartida la CGSJ ya había tenido retrocesos extractivos de importancia, especialmente por la paralización en el norte de Santa Cruz y en menor medida en Chubut. La contracción en la CGSJ no se revirtió más, fue muy marcada en el 2020 con la pandemia y así llegó a la actual situación conflictiva que parece de difícil resolución sin una intervención firme y planificada del Estado.
Revertir el actual proceso contractivo de la producción en Chubut y norte de Santa Cruz necesita de una decisión estatal que posibilite planificar cómo seguir desarrollando el recurso existente y necesario para la producción de combustibles y la exportación a otros mercados. El crudo Escalante siguiendo importante y demandando en las refinerías para fabricar combustibles por sus características.
El petróleo de la CGSJ no está terminado y no debería estar acabado, pero para revertir la tendencia actual es necesario que el Estado planifique y les paute a las empresas los mecanismos de desarrollo con vistas al futuro.
El Estado sigue siendo el dueño de los recursos hidrocarburíferos y las operadoras son concesionarias contratadas a plazo, pero la decisión final de qué hacer con el rudo existente debería ser decidido por los estamentos estatales y no exclusivamente en las gerencias de las compañías.
El proceso privatista de los años '90 desembocó en estas condiciones desfavorables para la CGSJ y hoy todo se focaliza en Vaca Muerta, tal como la está haciendo de manera extrema la YPF libertaria; aunque ese proceso ya lleva más de una década con intensidades relativamente similares en los gobiernos anteriores.
Pensar en la reconversión de la matriz productiva y la ampliación a otras fuentes energéticas es una necesidad que indefectiblemente debe complementarse con una intervención y planificación del Estado, de lo contrario ya ha quedado demostrado que al libre mercado poco le importa salirse de una cuenca para zambullirse en otra que le ofrece una mejor y más rápida rentabilidad.
