El éxodo de empresas operadoras y de servicios desde Chubut hacia Vaca Muerta son el reflejo de la caída de inversiones y de producción de los recursos de gas y petróleo convencional en campos naturalmente maduros, y termina de cobrarse un nuevo caso con la confirmación de la salida del gigante Halliburton de la provincia tras una conciliación obligatoria que no logró revertir los casi 300 despidos del personal afectado.
La empresa de servicios ratificó tras un mes de conciliación obligatoria con el Sindicato de Petroleros Privados, dispuesta por la cartera laboral de la provincia, que no encuentra opciones para sostener su actividad en Chubut por lo que mantiene los 290 despidos con el pago de las indemnizaciones correspondientes.
Halliburton es una de las grandes empresas globales de servicios especiales para la industria del oil & gas, al nivel de Baker Hughes o SLB, que tiene una capitalización de mercado superior a los u$s 20.000 millones, es decir más grande incluso que la propia YPF, que es la principal operadora nacional en hidrocarburos.
Hace un mes, la multinacional anunció la decisión de concentrar sus operaciones en la formación no convencional de Vaca Muerta, un fenómeno de migración que se viene dando en los últimos años desde la Cuenca del Golfo, integrada por Chubut y Santa Cruz, que ya vio salir a decenas de empresas pequeñas y medianas de servicios.
YPF también acaba de anunciar su decisión de abandonar Chubut a partir de la negociación de las áreas maduras que forman parte del Plan Andes que espera esté totalmente definido el 1 de julio, y que hará lo propio con el bloque estrella que tiene en esa provincia como lo es Manantiales Behr, un área centenaria que tras un proceso de recuperación terciaria logró en 2022 récord de producción y se posicionó entre los 10 más productivos del país, incluidos los del no convencional.
La salida de Halliburton y la crisis en Chubut
Tras la audiencia de conciliación obligatoria de las últimas horas en la ciudad de Comodoro Rivadavia, fuentes gremiales explicaron que Halliburton «ratificó que los despidos se van a llevar a la práctica, y que los 290 trabajadores van a cobrar todo lo que se le debe», con la posibilidad de poder acordar una continuidad laboral en la vecina Neuquén con la misma empresa.
Los telegramas de despidos alcanzaron a 150 trabajadores convencionales y 140 jerárquicos, y desde el inicio del conflicto a medidados de febrero la empresa mantuvo su base de operaciones cerrada y sin retomar la actividad pese al reclamo de los gremios de retrotraer la situación bajo el paraguas de la conciliación obligatoria.
El argumento de Halliburton es que en la Cuenca del Golfo se está vivienda una acelerada caída de actividad por el declino de campos maduros, varios de ellos centenarios, que eleva los costos de las operadoras varias veces por encima de lo que cuesta producir el mismo barril en Vaca Muerta, el nuevo atractivo de la industria por su productividad geológica.
A enero de 2025, últimos datos oficiales disponibles, la producción de petróleo se encuentra repartida un 59% de shale oil y un 41% de recurso convencional. Este último segmento, principalmente cuencas como la del Golfo San Jorge y Cuyana, tiene el desafío ya no de crecer sino al menos de sostener la actividad luego de una caída en 2024 del 5% interanual, a tono con lo que viene ocurriendo en la última década.
En 2024, de los casi u$s11.500 millones de inversiones totales que se destinaron al upstream, el 75% tuvo como destino las áreas de Vaca Muerta, donde se concentran las principales operadoras nacionales y varias multinacionales que protagonizan crecimientos de producción interanuales superiores al 20%. Incluso todas las grandes obras de infraestructura están orientadas hacia play para maximizar las oportunidades de exportación.
La seducción de Vaca Muerta y los desafíos del convencional
Ante ese atractivo para el capital privado, las cuencas convencionales como la de San Jorge tienen el desafío de «ser más eficientes por tamaño del negocio y la necesidad de optimizar costos de producción y su capacidad operacional» ante una nueva realidad productiva de esta industria en el país, de acuerdo al análisis de Marcelo Hirschfeldt, director de OilProduction Consulting.
La Cuenca del Golfo San Jorge viene registrando año tras año un incremento en la producción de agua y a la vez una declinación constante en el petróleo, con lo que se hace «imposible operar con los costos de servicios que hoy tienen» esas locaciones convencionales cuya producción refleja que el 55% responde a técnicas de recuperación secundaria.
Pero Hirschfeldt destacó que no sólo es una cuestión de productividad de las cuencas maduras sino que los costos operacionales son determinantes para la migración de empresas: «producir un barril de crudo en Vaca Muerta puede tener un costo de 4 a 5 dólares por barril frente a lo que se registra en Chubut que puede alcanzar casos de 25 a 50 dólares por barril».
Pero el convencional todavía tiene mucho para ofrecer ya que el tipo de crudo pesado que caracteriza a esta cuenca es muy requerido por las refinerías locales y del exterior, frente al recursos más liviano característico de Vaca Muerta.
Pero, además, hay ejemplos de productividad como la que representa Cerro Dragón, el yacimiento operado por Pan American Energy en Chubut que explica el 23% de las reservas de la Argentina, y que actualmente es el segundo más productivo del país sólo detrás del área Loma Campana de YPF y Chevrón, en el corazón de Vaca Muerta.