Chubut transita una de sus más significativas crisis productivas en materia de extracción de petróleo. En el primer trimestre de este año la producción decreció un 7,2% (-9.169 barriles diarios) y se profundizó el proceso de contracción que se viene dando desde el 2019. Desde la renegociación anticipada de las concesiones petroleras que concretó Mario Das Neves en el 2007, la extracción de crudo Escalante retrocedió un 28,1% (-46.307 barriles diarios). La provincia transita las consecuencias de esa extensión de los plazos de las concesiones petroleras. El más claro ejemplo se observa en los niveles de inversión para la exploración de nuevos reservorios de crudo. Desde el 2007 solo se invirtieron anualmente 29 millones de dólares en exploración de promedio y los mayores flujos inversores fueron para buscar petróleo en el lecho marino de la Cuenca del Golfo San Jorge. Si bien la Cuenca y la provincia atraviesan en proceso de declinación productiva natural, la falta de planificación e intervención del Estado posibilitaron la desinversión que llevó a Chubut a la crisis que atraviesa.
Caída productiva: trimestre complicado
En marzo volvió a caer la producción petrolera chubutense mostrando una merma del 8,7% interanual, lo que significó que se dejaron de producir 11.528 barriles diarios respecto del mismo mes del 2025. En los tres primeros meses se acumuló una retracción del 7,2% (-27.507 barriles diarios) frente al mismo período del año anterior.
En medio de un recambio de operadoras con el abandono de la YPF libertaria y la salida de Tecpetrol, el sector petrolero chubutense se está reacomodando y resulta difícil pronosticar si se logrará revertir la curva descendente que se viene consolidando en los últimos años.
Por ahora la llegada de PECOM, que aún debe hacerse cargo de la operación de Manantiales Behr, y las otras compañías que se quedaron con las concesiones históricas de YPF no lograron revertir la tendencia negativa.
PECOM había mostrado algunos indicios de leve recuperación, pero en marzo volvió a retroceder el nivel productivo si se suman los guarismos de YPF y la compañía del Grupo Pérez Companc. La merma del primer trimestre fue del 2,3% (-797 barriles diarios). Sólo PECOM sumó un 2,1% (170 barriles por día).
Otro retroceso lo marcó en el primer trimestre Pan American Energy con una caída del 11,7% (-8.333 barriles diarios); mientras que YPF cayó un 3,6% (-968 barriles por día) y CAPEX hizo lo propio con una disminución del 3% (-179 barriles diarios). Crown Point en El Tordillo decreció el 2,1% (95 barriles diarios) donde antes operaba Tecpetrol.
CAPSA nadó contra la corriente y sumó un 2,7% (287 barriles por día) en el primer trimestre del 2026.
Declinación de larga data
La declinación productiva no es solamente una problemática actual, sino que viene de arrastre desde hace muchos años y hay que remontarse hasta el 2019 para encontrar la última suba en la producción chubutense.
Un año antes de la pandemia se extrajeron 150.023 barriles diarios, de ahí en adelante todos los años subsiguientes mostraron declinación marcada de la producción de los yacimientos de la provincia. Tras la salida de la pandemia la retracción productiva se profundizó y no da muestras de que se encamine hacia una recuperación en el corto o mediano plazo.
Desde el 2019 y hasta el primer trimestre de este año la retracción extractiva fue del 21% (-31.711 barriles día), con una muy marcada declinación desde el 2024 una caída del 13% (-18.066 barriles día) en poco más de dos años.
La pérdida de niveles de producción en una porción menor tiene que ver con la declinación natural que tienen los pozos chubutenses en áreas que llevan hasta más de cien años en plena explotación, pero esencialmente se deben a otros motivos que son vitales para comprender lo que sucede en la actualidad.
Por un lado, asoma la migración de inversiones petroleras hacia Vaca Muerta. En Chubut los flujos inversores de las operadoras decrecieron un 50% en diez años. Durante el 2015 las inversiones ascendieron a los 1.810 millones de dólares, con precio del barril Escalante en los 57 dólares y en el 2025 decrecieron a los 915 millones con el precio del crudo en los 64 dólares.
Por el otro, aparece la falta de inversiones en exploración para encontrar nuevos yacimientos de la porción chubutense de la Cuenca. Ese combo llevó a un cuello de botella que por ahora no tiene solución.
Baja exploración para recuperar reservas
Si a la explotación petrolera no se le suma la exploración para expandir los campos petroleros y buscar nuevos reservorios que extiendan la vida útil de los yacimientos, la perspectiva hacia el futuro de una Cuenca se esfuma.
Eso es lo que viene pasando desde hace largos años en Chubut, ya que las inversiones para la exploración -que son las más caras- sólo han promediado los 29 millones de dólares en los últimos 20 años.
Entre el año 2007 y el 2025 -último año con información oficial- las operadoras destinaron a la provincia un total de 553 millones de dólares en exploración. De ese total 311 millones fueron destinados a explorar el lecho marino de la Cuenca para determinar las posibilidades concretar de realizar explotación offshore.
Solamente la exploración onshore las petroleras destinaron en Chubut 243 millones de dólares a lo largo de dos décadas y el promedio anual descendió apenas a los 12,8 millones de dólares.
Las dos campañas exploratorias más importantes en el lapso analizado las efectuaron YPF y PAE. La petrolera con mayoría accionaria estatal destino 111 millones de dólares entre los años 2008 y 2009 para explorar el área marina CGSJM-1; mientras que PAE hizo lo propio en la misma área en el año 2023 destinando 200 millones de dólares.
En materia de exploración en dentro de la porción territorial de la provincia la última gran inversión la efectuó PAE durante el 2024 destinando 28,7 millones de dólares en el área Cerro Tortuga-Las Flores, específicamente en el área de Río Chico.
En ese año la inversión exploratoria fue anunciada como convencional, pero desde el año pasado se avanzó en la misma área en perforaciones horizontales sobre la formación D-129 para analizar la factibilidad y el rendimiento de los hidrocarburos no convencionales de Chubut.
Seguramente que en los próximos informes oficiales exploratorios comenzarán a aparecer parte de los 250 millones de dólares anunciados por PAE para perforar los pozos no convencionales.
Las renegociaciones anticipadas
Casi 20 años de después que Das Neves firmara las renegociaciones anticipadas en el 2007, otorgándole a las operadoras una extensión de la concesión por 40 años y sosteniéndole la requerida seguridad jurídica, los resultados de dicho proceso se ven en la actualidad.
Aún quedan 20 años de concesión y consecuencias para la provincia son evidentes, salvo en el arranque del proceso donde la producción se mantuvo relativamente estable; pero a partir del 2012 y con ritmos diferentes la producción comenzó a declinar por fuera de lo natural.
Es que cinco años después de la garantía otorgada a las operadoras irrumpió en el escenario petrolero el fracking de Vaca Muerta que se transformó en un imán para YPF y el resto de las petroleras que fueron migrando de manera acelerada hacia los hidrocarburos no convencionales.
En el 2015 se alcanzó el último gran resultado en niveles de producción e inversiones. Los flujos de inversión llegaron a los 1.810 millones de dólares y la producción, si bien no recuperó los niveles anteriores, llegó a 159.709 barriles diarios.
De ahí en más todo fue en decrecimiento hasta los actuales niveles de explotación e inversiones. Las rentabilidades obtenidas en Chubut y el conjunto de la Cuenca del Golfo San Jorge fueron utilizados por las operadoras para invertir en sus desarrollos no convencionales en Vaca Muerta, a lo que se les sumaron los subsidios estatales para impulsar el desarrollo del fracking neuquino.
Firmar papeles por 40 años no garantizó inversiones y producción, mucho más si el Estado provincial se retiró del diseño de la planificación a largo plazo que quedó en manos de las compañías privadas.
El rol de las operadoras
No todas las compañías petroleras tuvieron el mismo desempeño a lo largo de las últimas dos décadas. Algunas experimentaron caídas muy pronunciadas, otras un relativo equilibrio y muy pocas cerraron el lapso con saldos positivos.
Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint que supo estar liderada por Horacio Marín -actual presidente de la YPF libertaria-, que ya se retiró de la provincia fue la que peor desempeño tuvo en Chubut. Los niveles extractivos decrecieron un 82,9% (-21.194 barriles día) y las inversiones decrecieron de los 102 millones de dólares en el 2007 a los 11 millones en el 2025.
Los saldos de PAE sobresalieron en las últimas dos décadas. Los mejores desempeños los tuvo entre los años 2009 y 2011 con alzas en los precios del crudo Escalante; pero luego se estableció en una banda inferior.
Las caídas productivas más pronunciadas comenzaron a verse a partir del 2019 y se intensificaron en los cinco años posteriores, con marcadas aristas en el arranque de este 2026.
Respecto del 2007 la producción de PAE decreció un 25,9% (-21.956 barriles día) en 20 años y la inversión anunciada en el 2025 fue la más baja del período.
En el caso de YPF se observó un repunte productivo después de la nacionalización parcial y fue teniendo fluctuaciones relativamente menores, salvo la abrupta caída del 2017. Entre el 2024 y lo que va de este 2026 los niveles de extracción se ubicaron un escalón más abajo que casi equipararon los 2007.
El saldo global del período para YPF fue positivo con 3,8% más de producción que se tradujo en 1.248 barriles diarios extra.
Mientras que en materia de inversión los 220 millones de dólares del 2025 fue mayor a la del 2007, pero menor a los 430 millones del 2015 o los 383 millones del 2023.
Por último, aparece el desempeño de CAPSA que se mostró como la más estable y con una tendencia levemente declinante en los últimos años.
La petrolera localizada en los yacimientos de Diadema casi produjo el mismo nivel en los últimos 20 años y la inversión se triplicó favorablemente; no obstante respecto del 2019 cuando alcanzó su pico productivo la retracción hasta la actualidad fue del 15% (-1.861 barriles día).
Es marcado el retroceso productivo de la mayor operadora que funciona en la provincia, ya que sus volúmenes son superiores al resto de las operadoras y las declinaciones provocan cimbronazos a pesar de la seguridad jurídica obtenida por años y que ahora se extendió hasta el 2070 a consecuencia de la reconversión a concesión no convencional.
En tanto que el rol de la YPF libertaria ha sido un puntal para la "limpieza" de trabajadores en los yacimientos de Chubut y el conjunto de la CGSJ. El abandono de la petrolera con mayoría accionaria estatal abrió las puertas del infierno en el conjunto de la industria regional posibilitando la destrucción de más de 6.000 puestos de trabajo a una y otra orilla de la Cuenca.
La fuerte baja en la producción chubutense, la notoria caída de las inversiones, la falta de fondos para la exploración y los despidos camuflados de retiros voluntarios se presenten como un combo difícil de desactivar que potencian la crisis actual y generan incertidumbre sobre el futuro.
