Chubut y Santa Cruz
En mayo de 2026, la cuenca del Golfo San Jorge produjo 27.446 m3/d de petróleo (172.632 barriles por día) y 8.285 Mm3/d de gas, con variaciones mensuales de +1,3% y +1,1% respectivamente.
El dato relevante no es tanto la magnitud -modesta cuando acumula una caída interanual cercana al 7% en crudo- sino la simultaneidad: en los doce meses previos, la única vez que ambos hidrocarburos habían mostrado signo positivo en el mismo mes fue diciembre de 2025.
El desagregado por provincia muestra que el impulso vino, sobre todo, de Santa Cruz. La producción petrolera provincial pasó de 8.670 m3/d (54.533 barriles por día) a 8.986 m3/d (56.521 barriles diarios), un salto de 3,7% que representa la mejora mensual más pronunciada del año y corta una tendencia bajista que se venía sosteniendo desde mediados de 2025, con caídas de hasta -2,8% en abril y un desplome de -12,3% en gas registrado en enero.
Compañía General de Combustibles (CGC) se mantiene como primer operador en petróleo santacruceño con el 26% del total, seguida por Pan American Energy (15,2%) y aparece Clear Petroleum (14,6%) -uno de los nuevos jugadores de la cuenca que compraron activos de YPF en el marco del Plan Andes-. Así surge del informe, robusto en indicadores, de OilProduction Consulting, que dirige el ingeniero Marcelo Hirschfeldt, y al que accedió Shale24.
Chubut, con mayor peso relativo en la cuenca (18.460 m3/d de petróleo, es decir 116.111 barriles/día, el 67,3% del total del Golfo), aportó una recuperación más acotada: +0,3% en crudo y +2,9% en gas, tras un abril con caída en ambos rubros. PAE sigue siendo dominante en la provincia, con 52% de la producción petrolera y 84,7% del gas.
No obstante, la cuenca todavía tiene un desafío de fondo que es la relación agua-petróleo (RAP): en mayo alcanzó 20,5 m3 de agua por cada m3 de petróleo extraído, lo que equivale a un corte de agua del 95,3% sobre el total del fluido producido.
En otras palabras, de cada 100 m3 que se extraen del subsuelo en la cuenca, menos de 5 son petróleo; el resto es agua que debe separarse, tratarse y reinyectarse o disponerse, con el consecuente costo operativo. Ese indicador viene en aumento sostenido desde hace una década y es, junto con la declinación natural, uno de los factores que explica por qué la producción primaria sigue perdiendo peso frente a la secundaria en el mix de recobro.
Es así que la producción por recuperación asistida (EOR) continúa, tal como destacó Shale24 en una nota anterior, como la variable de mayor crecimiento estructural, con 2.268 m3/d -prácticamente el doble que hace cinco años-, liderada por PECOM -nuevo líder de la EOR al hacerse de Manantiales Behr- con el 78% del total.
Con estos elementos, mayo funciona más como una señal a monitorear que como punto de inflexión confirmado. La cuenca sigue perdiendo terreno relativo frente a Neuquina, que ya concentra el 77,8% del petróleo y el 76,2% del gas del país. Pero el dato conjunto de petróleo y gas en alza, sumado al repunte santacruceño, es la primera variación mensual del año que amerita seguimiento en los próximos reportes.