Informe especial 4 | El valor del crudo Escalante: Chubut mejoró el precio de su petróleo y amortiguó el impacto de una menor producción

Los tres primeros informes de Vibra News mostraron que Chubut continúa siendo la segunda provincia petrolera del país, que su producción viene descendiendo gradualmente dentro de una cuenca convencional madura y que, pese a esa menor extracción, entre enero y julio de 2026 percibió casi US$230 millones en regalías petroleras, alrededor de 10% más que en igual período de 2025. La cuarta entrega incorpora una de las claves para comprender esa aparente contradicción: el precio. El crudo Escalante alcanzó entre enero y julio un precio implícito de exportación cercano a US$516 por metro cúbico, alrededor de US$82 por barril, una valorización sensiblemente superior a la de 2025 y competitiva dentro del mapa petrolero argentino.

Los primeros capítulos de esta serie permitieron reconstruir una secuencia que ahora empieza a cerrar económicamente. Chubut produjo 3.943.075 metros cúbicos de petróleo entre enero y julio de 2026, conserva el segundo lugar nacional, pero viene de una reducción productiva de largo plazo: pasó de aproximadamente 8,71 millones de m³ en 2019 a 7,19 millones en 2025. Al mismo tiempo, Argentina alcanzó niveles récord de producción debido principalmente a la expansión de Neuquén y Vaca Muerta. En el tercer informe apareció un dato que parecía contradecir esa trayectoria: las regalías petroleras chubutenses acumuladas durante los primeros siete meses de 2026 rondaron US$229,75 millones, aproximadamente 10% más que en igual período del año pasado.

La explicación no está solamente en cuánto petróleo sale del subsuelo, sino en cuánto vale ese petróleo. Una menor cantidad de metros cúbicos puede generar ingresos superiores si el precio de valorización aumenta lo suficiente. En el caso de Chubut, los datos de 2026 muestran precisamente una recuperación del precio implícito de exportación del crudo Escalante, el petróleo característico de la Cuenca del Golfo San Jorge. El dato no elimina el desafío productivo analizado anteriormente, pero sí permite entender por qué el impacto económico de una menor producción fue, hasta ahora, considerablemente más moderado que la caída física.

El Escalante pasó de US$430,8 a US$516,1 por metro cúbico

El precio implícito de exportación se obtiene dividiendo el valor FOB exportado por el volumen de petróleo despachado al exterior. No es exactamente el mismo precio utilizado en cada liquidación de regalías ni debe confundirse con una cotización internacional de referencia como Brent o WTI, pero constituye una herramienta útil para observar cuánto valor económico obtuvo efectivamente el crudo exportado desde cada provincia.

En 2025, el precio implícito del petróleo exportado desde Chubut había sido de US$430,8 por metro cúbico. Entre enero y julio de 2026 subió a US$516,1 por m³, una mejora aproximada del 19,8% respecto del promedio del año anterior. Convertido a barriles, el valor ronda los US$82 por barril.

La recuperación adquiere mayor importancia cuando se la coloca dentro del ciclo de precios de los últimos años. Chubut había registrado US$222,3 por m³ en 2020, US$435,7 en 2021 y un máximo de US$631,1 en 2022. Posteriormente bajó a US$491,2 en 2023, US$490,3 en 2024 y US$430,8 en 2025, antes de recuperarse hasta US$516,1 durante los primeros siete meses de 2026.

Evolución del precio implícito del crudo exportado desde Chubut

El dato permite una lectura equilibrada. 2026 muestra una mejora considerable frente a 2025, pero no constituye el máximo de la serie. El punto más alto se había registrado en 2022. Lo relevante para el análisis actual es que el repunte del precio ocurrió precisamente cuando Chubut enfrentaba menores volúmenes productivos, ayudando a sostener el valor económico generado por cada metro cúbico.

Qué es el crudo Escalante y por qué importa su valorización

El petróleo chubutense es identificado comercialmente principalmente como Escalante, un crudo pesado y dulce de alrededor de 20 grados API. Su salida exportadora tradicional se realiza a través de la monoboya de Caleta Córdova. El material analizado registra para los primeros siete meses de 2026 un precio implícito de US$516,1 por m³, equivalente a aproximadamente US$82 por barril.

Que sea un petróleo pesado no significa automáticamente que tenga una valorización baja. El precio final depende de múltiples factores: características físico-químicas, contenido de azufre, disponibilidad, demanda específica de determinadas refinerías, costos logísticos, condiciones contractuales y situación general del mercado internacional. Por eso, la clasificación del crudo constituye solamente una parte de la ecuación comercial.

En 2026, los números muestran que Escalante mantuvo una valorización competitiva frente a otros petróleos producidos en Argentina. Ese elemento resulta particularmente importante para Chubut porque una cuenca madura necesita que cada unidad producida conserve suficiente valor económico para sostener inversiones, actividad e ingresos fiscales.

Cómo quedó Chubut frente a las demás provincias

La comparación provincial permite observar que las diferencias de precio no coinciden necesariamente con el orden de producción. Neuquén, por ejemplo, produce un volumen muy superior al de Chubut y su crudo Medanito obtuvo entre enero y julio de 2026 un precio implícito de US$528,1 por m³. Chubut se ubicó muy cerca, con US$516,1. Río Negro registró US$493,9; Tierra del Fuego US$457,9 y Santa Cruz US$417,6. El promedio nacional fue de US$524 por m³.

Precio implícito por provincia | Ene-jul 2026

La tabla deja dos datos particularmente interesantes para Chubut. Primero, el Escalante estuvo apenas por debajo del Medanito neuquino durante los primeros siete meses de 2026. Segundo, en 2025 el precio implícito chubutense, US$430,8 por m³, había sido incluso superior al de Neuquén, que registró US$407,9.

Esto permite separar definitivamente dos cuestiones que a menudo se confunden. Neuquén domina por volumen; Chubut conserva una valorización relevante por unidad exportada. Una cosa no contradice a la otra.

El ciclo de precios fue común a prácticamente todas las provincias

La serie también muestra que Chubut no se movió de manera aislada. El petróleo argentino atravesó un ciclo común: fuerte recuperación desde 2020, máximos en torno a 2022, moderación posterior y nueva mejora durante 2026.

A nivel nacional, el precio implícito promedio pasó de US$208,1 por m³ en 2020 a US$581,2 en 2022, luego descendió hasta US$406,1 en 2025 y volvió a subir a aproximadamente US$524 por m³ entre enero y julio de 2026. El valor de este año está cerca de 29% por encima del promedio de 2025.

Eso resulta importante porque evita atribuir la mejora chubutense exclusivamente a una condición provincial. Existe un contexto internacional y nacional de precios que benefició a las distintas jurisdicciones. La particularidad de Chubut es que esa recuperación encontró al Escalante con una valorización relativamente alta frente a otros crudos argentinos.

El vínculo con las regalías que mostró el Informe 3

El tercer capítulo de esta serie mostró que Chubut percibió aproximadamente US$229,75 millones en regalías petroleras entre enero y julio de 2026, frente a unos US$208,86 millones durante igual período de 2025. Es decir, una mejora cercana al 10% en dólares pese a que la producción física se encontraba por debajo de años anteriores.

Ahora es posible completar mejor esa explicación. El precio implícito de exportación del crudo chubutense aumentó aproximadamente 19,8% frente al promedio de 2025, pasando de US$430,8 a US$516,1 por m³. Ese mejor entorno de precios ayudó a amortiguar la reducción del volumen y explica por qué producción e ingresos no evolucionaron en idéntica dirección.

Esto no significa que exista una equivalencia matemática directa entre el precio implícito de exportación y las regalías pagadas. Las regalías se calculan de acuerdo con las condiciones aplicables a la producción, el valor en boca de pozo y las particularidades de cada concesión. El precio implícito exportador sirve como indicador de valorización comercial, no como sustituto de la base específica de cálculo de regalías.

La distinción es relevante para no fabricar una ecuación que los datos oficiales no sostienen. El vínculo existe económicamente, pero las series deben analizarse por separado.

Producir menos tampoco significa exportar menos en idéntica proporción

La otra variable que aparece inevitablemente cuando se habla de precio es el volumen efectivamente exportado. Y acá surge una diferencia mucho más pronunciada que la observada en producción.

Entre enero y julio de 2026, Chubut registró aproximadamente 279.906 metros cúbicos de crudo exportado. Durante todo 2025 habían sido 1.402.980 m³; en 2024, 1.506.176; en 2023, 1.529.356; en 2022, 1.806.478; en 2021, 1.990.562; y en 2020, 2.877.469 m³.

La comparación interanual enero-julio muestra una disminución de aproximadamente 72,9% en volumen exportado. Sin embargo, sería incorrecto transformar ese dato en una caída equivalente de producción. Como ya se mostró en los informes anteriores, Chubut produjo 3,94 millones de m³ entre enero y julio de 2026. Los 279.906 m³ exportados constituyeron sólo una parte de ese petróleo.

Chubut: volumen exportado de crudo

La conclusión metodológica es fundamental: producción y exportación son dos indicadores distintos. Un barril producido en Chubut puede exportarse, pero también puede ingresar a circuitos de refinación y abastecimiento interno. Por eso, una caída de 72,9% en las exportaciones directas no significa que la provincia haya producido 72,9% menos petróleo.

El valor exportado cayó menos que el volumen gracias al precio

La recuperación del precio también se aprecia cuando se comparan volumen y valor exportado. Chubut exportó petróleo por aproximadamente US$144,5 millones entre enero y julio de 2026, una caída interanual de alrededor de 67,9%.

Es una reducción considerable, pero menor que la caída del 72,9% registrada en volumen. Precisamente ahí aparece el efecto precio: se exportaron muchos menos metros cúbicos, pero cada metro cúbico obtuvo una valorización superior, amortiguando parcialmente la disminución del monto total.

La diferencia puede sintetizarse de manera sencilla:

Es justamente este tipo de relación la que permite comprender por qué precio, producción, exportaciones y regalías deben analizarse conjuntamente pero nunca confundirse.

Chubut pasó de liderar exportaciones a un mapa dominado por Neuquén

La transformación exportadora argentina es todavía más profunda que la productiva. En 2020, Chubut había exportado aproximadamente 2,88 millones de m³, mientras Neuquén registraba apenas 820.155 m³. Seis años después, entre enero y julio de 2026, Neuquén exportó 7.005.683 m³ y Chubut 279.906.

Neuquén explicó así alrededor del 91,4% de todo el volumen de petróleo crudo exportado por Argentina durante los primeros siete meses de 2026. El cambio refleja la transformación que ya vimos en producción, pero multiplicada por el desarrollo de nueva infraestructura destinada a evacuar Vaca Muerta.

El escenario nuevamente no debe convertirse en una comparación simplista entre provincias. Neuquén necesita ampliar ductos, terminales y capacidad exportadora porque su producción está creciendo aceleradamente. Chubut opera sobre otra realidad: una producción convencional madura, una infraestructura histórica y un volumen exportable que hoy representa una proporción menor de su extracción.

El mercado internacional del crudo argentino también cambió

Entre enero y julio de 2026, Argentina exportó aproximadamente 7,66 millones de metros cúbicos de petróleo crudo por un valor cercano a US$4.015 millones. Estados Unidos y Chile fueron los dos destinos principales y concentraron conjuntamente alrededor del 62% tanto del valor como del volumen comercializado.

En valor, Estados Unidos representó aproximadamente US$1.548 millones y Chile US$941,9 millones. Luego aparecieron Tailandia, Australia, China, Malasia, Uruguay, Singapur, Perú, Países Bajos, Brasil, Vietnam y Bolivia, además de operaciones sin destino especificado en la estadística.

La dispersión de destinos también muestra que no existe un único precio internacional efectivo. El valor promedio depende del mercado al que llega cada cargamento, de la calidad y de las condiciones comerciales. Según la información analizada, el precio implícito nacional promedio fue de US$524 por m³, aunque hubo destinos con valores superiores y otros inferiores.

El Escalante conserva una posición comercial relevante

Para Chubut, la conclusión más importante no pasa por sostener que el Escalante sea “mejor” o “peor” que otros crudos. Ese tipo de clasificación simplificaría una realidad comercial mucho más compleja.

Lo que muestran los datos es que su valorización relativa sigue siendo competitiva. En enero-julio de 2026, US$516,1 por m³ colocaron al crudo chubutense cerca del valor implícito del Medanito neuquino y por encima de los registros de Río Negro, Tierra del Fuego y Santa Cruz en la serie comparada.

Para una provincia que enfrenta el declino natural de una cuenca madura, esta característica importa mucho. Cada dólar adicional por unidad producida mejora la capacidad del sector para sostener actividad y también incrementa la base económica sobre la cual se generan ingresos fiscales, aunque el resultado final de cada empresa y de las regalías dependa de otras variables.

El contexto nacional también favoreció al crudo convencional

Otro elemento que completa la fotografía es el cambio registrado durante 2026 en los parámetros aplicables a los derechos de exportación del petróleo convencional. Un informe financiero sobre Chubut señala que las modificaciones nacionales introducidas a comienzos del año generaron condiciones económicas más favorables para la exportación de producción proveniente de yacimientos convencionales.

Para Chubut, donde predomina precisamente este tipo de explotación, el marco resulta relevante. La competitividad futura de una cuenca madura no depende exclusivamente de su productividad geológica. También intervienen precio internacional, costos operativos, logística, tributación, régimen exportador, tipo de cambio y nuevas inversiones.

Por eso, la sostenibilidad del Golfo San Jorge requiere observar todo el sistema y no solamente la cantidad de petróleo extraída en un mes determinado.

El precio ayuda, pero no reemplaza al volumen

La recuperación del precio constituye una buena noticia económica para el valor generado por la producción existente, pero tiene límites claros. Si la producción disminuyera persistentemente, sería necesario que el precio aumentara cada vez más para compensar la pérdida física, algo que ninguna provincia puede garantizar.

Por eso, el precio funciona como amortiguador, no como sustituto de la producción.

Esta diferencia es esencial para interpretar correctamente los tres primeros informes. Las regalías crecieron aproximadamente 10% en dólares en enero-julio de 2026 y el precio implícito del Escalante mejoró casi 20% frente al promedio de 2025. Eso ayudó a sostener ingresos. Pero el desafío productivo sigue presente y dependerá cada vez más de inversión, recuperación secundaria y terciaria, perforación y eficiencia.

La ecuación chubutense empieza a quedar más clara

Después de cuatro informes, la estructura económica del petróleo de Chubut puede observarse con mayor precisión. La provincia produce menos petróleo que hace algunos años, pero sigue segunda en el país. Argentina bate récords porque Neuquén y Vaca Muerta crecieron extraordinariamente. Chubut consiguió percibir más dólares por regalías durante los primeros siete meses de 2026 porque el valor económico del petróleo ayudó a compensar el menor volumen. Y ahora sabemos que el Escalante pasó de un precio implícito de US$430,8 por m³ en 2025 a aproximadamente US$516,1 en 2026.

Al mismo tiempo, las exportaciones directas de Chubut disminuyeron mucho más que su producción. El volumen exportado cayó 72,9% interanual y el valor 67,9%, mientras la mejora del precio evitó que la pérdida monetaria fuera exactamente proporcional a la caída física.

Esta combinación demuestra por qué resulta incorrecto tomar un único indicador para describir la actividad. Una provincia puede producir menos, exportar mucho menos, obtener un mejor precio y al mismo tiempo aumentar sus regalías en dólares. Todas esas afirmaciones pueden ser ciertas simultáneamente porque describen dimensiones diferentes del mismo negocio.

Qué deja este cuarto informe

La cuarta entrega de la Radiografía Petrolera de Chubut 2026 de Vibra News incorpora una pieza que faltaba para comprender la aparente paradoja observada hasta ahora. El crudo Escalante logró entre enero y julio una valorización implícita cercana a US$516 por metro cúbico, aproximadamente US$82 por barril, frente a US$430,8 por m³ durante 2025. Esa mejora de casi 20% ayudó a amortiguar los efectos económicos de una menor producción y constituye uno de los factores que permiten comprender por qué las regalías petroleras chubutenses aumentaron en dólares.

El dato tampoco debe sobredimensionarse. El precio de 2026 todavía está por debajo del máximo de US$631,1 por m³ registrado en 2022 y está sujeto a condiciones internacionales que Chubut no controla. Además, las exportaciones directas provinciales disminuyeron fuertemente durante el año. Pero incluso en ese escenario, el petróleo chubutense mantuvo una valorización competitiva frente a otros crudos del país.

Así, el desafío vuelve a conducir hacia una pregunta estructural: si Chubut cuenta con un crudo que conserva valor comercial pero produce dentro de una cuenca madura, ¿qué inversiones y tecnologías pueden utilizarse para sostener la cantidad de petróleo que todavía queda por recuperar?

La pregunta que abre el quinto informe

Después de analizar producción, comparación nacional, regalías y precio, la próxima entrega avanzará sobre la variable que puede modificar la trayectoria futura: la inversión.

El Informe 5 de Vibra News analizará la recuperación secundaria y terciaria, el proyecto de aproximadamente US$680 millones presentado por Pan American Energy para Cerro Dragón, las 22 plantas de inyección de polímeros previstas, las nuevas perforaciones y las diferencias entre invertir para ampliar una formación en crecimiento e invertir para prolongar la productividad de una cuenca convencional madura.