La producción de petróleo de Chubut: desde el liderazgo perdido, al desafío de frenar la caída

Entre enero y octubre de 2024, la producción de Chubut fue de 6,2 millones de metros cúbicos (Mm³) de petróleo. Esto representa una caída del 6% frente al mismo período de 2023, que fue de 6,4 millones de metros cúbicos, según surge de los registros oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación.

Si bien el indicador es negativo, ese descenso es más atenuado que el registrado entre enero y junio, ya que en ese lapso se produjeron 3,7 Mm³, contra 4 Mm³ del mismo período del año pasado, con una caída del 8,1%. En ese momento fue cuando se sintieron más fuertes los efectos del temporal de nieve, que paralizó la actividad en varios yacimientos.

Las retracciones más marcadas se dan en las áreas de YPF, con una caída del 11%, no tanto por la menor actividad de las áreas Escalante-Trébol y Campamento Central, que trabajaron al mínimo por el proceso de cesión, sino principalmente por el temporal que impactó fuertemente en Manantiales Behr. La producción, en los tres bloques principales, fue de unos 200.000 metros cúbicos, es decir, alrededor de 1.2 millones de barriles.

Proporcionalmente, la concesión de Tecpetrol presentó una caída aún mayor, ya que se trata de un área mucho más pequeña; sin embargo, tuvo un retroceso del 20% en su producción, con una pérdida de 384,000 barriles.

Al mismo tiempo, los registros implican una caída mucho más fuerte frente al año 2019, que fue el último período de normalidad previo a la pandemia. En aquel año, en los 10 meses señalados, Chubut producía 7,3 Mm³, por lo que la marca de enero-octubre de 2024 representa una disminución de casi el 14%.

La pérdida, que equivale a unos 6,3 millones de barriles de petróleo, contrasta con el último año en que Chubut lideró la producción petrolera del país. Por entonces, esta provincia totalizó 8,7 millones de metros cúbicos, de enero a diciembre, contra 8,3 millones de metros cúbicos de Neuquén.

Al año siguiente, la tendencia comenzó a cambiar no solo por la caída productiva que provocó la pandemia, sino fundamentalmente porque entraron a producir los pozos perforados durante los años previos en Neuquén. En aquel año, los campos neuquinos cerraron en 8,7 Mm³, frente a 8,3 Mm³ de Chubut. En lo que va de 2024, Neuquén ya produjo 19,7 Mm³ y la proyección indica que terminará en unos 24 Mm³, lo que significará más del triple de los campos chubutenses.

La comparación refleja no solo la merma de producción de las áreas maduras de la cuenca San Jorge, sino la gran explosión productiva de los recursos no convencionales de Neuquén. En el corto plazo, el desafío de esta provincia pasa más por atenuar la curva de caída (y en la medida de lo posible, revertir la tendencia) en un nuevo mapa productivo, que le asigna el rol de producir el petróleo necesario para las mezclas con los livianos de Vaca Muerta, pero lejos ya de aquellos años en que lideró la producción, en el período 2007-2019.

A LA ESPERA DE DEFINICIONES POR YPF EN SANTA CRUZ

La situación del golfo San Jorge está marcada también por lo que ocurre en el norte de Santa Cruz, donde los índices de producción vienen arrastrando una marcada caída. Mientras el proceso de salida de YPF sigue en un marco de incertidumbre, tras el rechazo del gobernador Claudio Vidal al plan ‘Andes’ y la decisión de la operadora de retirarse desde enero próximo, la producción de crudo sigue mostrando un fuerte retroceso.

Puntualmente, en las áreas que opera YPF en el flanco norte santacruceño, la producción se redujo un 7%. La retracción, de 130.000 metros cúbicos, equivale a más de 800.000 barriles que dejaron de producirse entre un año y otro.

La caída de actividad en el norte santacruceño tuvo un atenuante más que importante, ya que, si se observa la producción que incluye a todas las operadoras, en los primeros 10 meses del año, la retracción se reduce a un 3,2%.

La explicación se apoya en la buena evolución que tuvo CGC, que se hizo cargo de las áreas que le cedió Sinopec, elevando la producción desde 775.000 metros cúbicos hasta 812.000 m.3, lo que representa una suba del 7,4%. El recupero es de unos 233.000 barriles, a lo que se suman otros 119.000 que se incrementaron en el área Koluel Kaike, reduciendo así en casi la mitad la pérdida total de la provincia.

Por lo demás, está claro que los principales yacimientos se ubican en las 10 áreas que hoy siguen en poder de YPF, decidida ya a dejar la operación en el norte santacruceño, pero sin precisiones sobre quién se hará cargo de las áreas y con respaldo para asumir las inversiones que se requieren para revertir la pronunciada disminución en la curva productiva.