El regreso del crudo pesado venezolano al mercado estadounidense acelera un escenario de precios bajos que vuelve a poner bajo presión la viabilidad económica de las cuencas maduras. Para la Cuenca del Golfo San Jorge —que integra a Chubut y Santa Cruz— el fenómeno no introduce una amenaza inmediata de pérdida de mercado, pero sí consolida un contexto de valores deprimidos que tensiona costos, regalías y decisiones de inversión.
El tablero energético global atraviesa un reacomodamiento profundo. La rehabilitación parcial del flujo petrolero venezolano hacia Estados Unidos, impulsada por la administración Trump bajo la lógica del “dominio energético”, no solo reconfigura el mapa geopolítico del crudo pesado: actúa también como catalizador de un escenario que hasta hace pocos meses aparecía como una proyección incómoda y que hoy comienza a consolidarse como hipótesis central para 2026: un mercado con precios en torno a los 50–55 dólares por barril.
Si en análisis anteriores esta columna advirtió sobre la fragilidad de las cuentas provinciales frente a la caída real de las regalías, el nuevo contexto obliga a formular una pregunta adicional: ¿qué lugar ocupa el crudo Escalante en un mundo donde Estados Unidos vuelve a tener acceso directo a una de las mayores reservas de petróleo pesado del planeta?
Demanda firme, precios bajo presión
Desde una mirada técnica, el geólogo comodorense Óscar Olima —con experiencia en proyectos de certificación de reservas en la Faja del Orinoco— coincidió en que el retorno del crudo venezolano al mercado estadounidense no implica una pérdida de demanda para el Escalante, pero sí refuerza un escenario de mayor presión sobre los precios.
“La demanda sigue siendo muy fuerte, casi una aspiradora, pero la incorporación de nuevos volúmenes tiende a presionar los valores”, explicó días atrás en diálogo con ADNSUR. En términos relativos, los volúmenes de Escalante que exporta la región —unos 620 mil metros cúbicos anuales, menos de 4 millones de barriles— resultan marginales para el mercado estadounidense. El riesgo, entonces, no es la expulsión del producto, sino la ampliación del descuento frente al Brent.
Si el crudo venezolano vuelve a fluir con mayor regularidad hacia las refinerías de la Costa del Golfo, el diferencial de precio aplicado al Escalante podría profundizarse, llevando el valor en boca de pozo por debajo de los costos de extracción en campos maduros.
El veredicto financiero: sobreoferta y pragmatismo
La lectura de los grandes jugadores financieros refuerza este diagnóstico. Bancos de inversión como J.P. Morgan vienen señalando la existencia de un excedente estructural superior a los 2 millones de barriles diarios a nivel global. Desde esa óptica, la reapertura del canal venezolano no crea el problema, pero sí acelera una tendencia preexistente.
El objetivo estratégico de la Casa Blanca es explícito: garantizar energía barata para su aparato industrial, incluso a costa de presionar los precios internacionales. En ese marco, perforar el piso de los 60 dólares por barril no aparece como una consecuencia no deseada, sino como parte del diseño.
En sintonía con ese enfoque, Olima ubicó un rango de precios cercano a los 55 dólares por barril como un escenario “razonable” para 2026, más adecuado para realizar ejercicios económicos que proyecciones basadas en valores excepcionalmente altos. “Es un precio con el que conviene trabajar”, señaló, alineado con los pronósticos predominantes en Wall Street.
La aritmética del quebranto
Para la Cuenca San Jorge, la discusión sobre un barril a 50 dólares no es teórica. Es una cuestión de supervivencia económica. La estructura de costos en campos maduros ya se encuentra en niveles críticos.
Datos del Observatorio de Economía de la UNPSJB muestran que, con un precio de referencia de 65 dólares, Chubut apenas logra sostener un margen positivo de 2,6 dólares por barril. En el norte de Santa Cruz, ese mismo valor ya arroja un saldo negativo de 2,1 dólares. La hipótesis de los “50 dólares” no implica una baja de rentabilidad: supone el ingreso directo en terreno de quebranto generalizado.
Con un Brent en torno a los 60 dólares, el costo de producción asciende a 46,5 dólares en Chubut y supera los 50 dólares en Santa Cruz. Por debajo de ese umbral, la actividad en cuencas maduras se vuelve económicamente inviable sin una reingeniería profunda de incentivos fiscales, estructura de costos y derechos de exportación.
Los factores que podrían alterar el escenario
El mercado petrolero rara vez sigue trayectorias lineales. Incluso en un escenario dominado por la sobreoferta, existen variables capaces de alterar —al menos temporalmente— el sendero de precios bajos.
Entre los factores a monitorear aparecen riesgos geopolíticos que hoy no ocupan el centro del escenario, pero que siempre acechan como disparadores de volatilidad. Tensiones en Medio Oriente, conflictos en rutas estratégicas o un agravamiento del enfrentamiento entre Estados Unidos e Irán podrían introducir interrupciones en la oferta que modifiquen el equilibrio global.
A ello se suman otros posibles “cisnes negros”: problemas de infraestructura en Venezuela durante su proceso de normalización productiva, una eventual reacción de la OPEP+ para defender un piso de precios, o un repunte más vigoroso de la demanda china que absorba parte del excedente de crudo pesado.
Prepararse para navegar en aguas bajas
Con regalías en caída real y una masa salarial que presiona las cuentas provinciales, la región enfrenta la necesidad de anticipar escenarios de estrés. Las recetas conocidas —eficiencia operativa, control de costos, revisión de tarifas y mejoras logísticas— dejan de ser consignas y pasan a convertirse en condiciones de supervivencia.
También persisten dudas sobre la efectividad de instrumentos fiscales largamente anunciados, como la eliminación de retenciones a la exportación, que en los hechos ya quedan suspendidas cuando el precio perfora los 60 dólares. En ese contexto, la ventaja logística de los barriles venezolanos hacia Texas refuerza la competencia.
La estrategia del “petróleo como poder” que impulsa Estados Unidos coloca a la Cuenca San Jorge en una posición marginal dentro del radar global, pero no la deja al margen de sus efectos. Prepararse para un ciclo de precios bajos —sin descartar sobresaltos geopolíticos— exige una combinación de disciplina fiscal, eficiencia extrema y decisiones técnicas precisas.
Para Olima, el desafío no es nuevo, aunque sí más exigente. “No se trata de caerse, sino de aprender a caminar de nuevo”, sintetizó. En cuencas maduras, incluso con precios más altos, esa discusión ya estaba planteada. Con un barril cercano a los 50 dólares, deja de ser un debate y pasa a ser una urgencia.
