No todo es precio en la venta de Manantiales Behr, ya que la producción cerró con signo positivo. La pregunta es si habrá inversión suficiente para sostenerla. En áreas ya operadas por PECOM, como Escalante-Trébol, los números muestran recuperación.
Mientras la discusión pública se concentró en si la venta de Manantiales Behr se cerró en 575 o en 410 millones de dólares, un dato pasó casi inadvertido: el área que cambia de manos terminó el año con crecimiento interanual. No se trata de una variación espectacular, pero sí significativa en una cuenca madura. Y abre una pregunta que todavía no tiene respuesta clara: ¿de cuánto será la inversión necesaria para sostener el signo positivo de esa curva?
En diciembre, la “última joya de YPF en Chubut” produjo 125.546 metros cúbicos de crudo, frente a los 124.186 m³ del mismo mes de 2024. La diferencia, 1.360 m.3, equivale a 8.554 barriles adicionales. En términos porcentuales, el incremento ronda el 1%. En la Cuenca del Golfo San Jorge, donde la tendencia estructural es declinante, ese margen adquiere relevancia.
Ese nivel de producción, que representa alrededor del 7% del total que aporta YPF a escala nacional, se convierte ahora en la referencia con la que PECOM iniciará formalmente su gestión en abril.
Precio, inversión y respaldo financiero
La adjudicación se cerró en 410 millones de dólares, con otros 40 millones contingentes (es decir, sujeto a determinadas condiciones de mercado), luego de que YPF dejara sin efecto la operación originalmente anunciada con Rovella Capital por 575 millones. La imposibilidad del oferente de completar el primer desembolso tras la caída de sus avales financieros obligó a retroceder y avanzar con la segunda oferta en orden de mérito.
El interrogante central ya no es el precio final de venta, sino la magnitud del programa de inversión que acompañará la transición. Durante 2025, YPF había previsto para el área un desembolso del orden de los 175 millones de dólares. Esa cifra explica, con claridad, la estabilidad productiva alcanzada y la recuperación hacia niveles cercanos a sus registros históricos.
Para la cuenca y para Chubut, el eje de análisis pasa por determinar si el nuevo operador contará con respaldo financiero suficiente –en un mercado altamente complejo y volátil- para sostener ese estándar operativo en un campo que, lejos de encontrarse en declino pronunciado, mostró capacidad de estabilización e incluso mejora.
Un activo que libera capital hacia el no convencional
Manantiales Behr no es un bloque marginal dentro del portafolio transferido. Se trata de un activo que, aun con un precio inferior al inicialmente anunciado, libera recursos que YPF direccionará hacia su estrategia central en Vaca Muerta, en línea con lo expresado públicamente por la conducción de la compañía sobre la decisión de concentrarse en el no convencional.
Ese reordenamiento explica en buena medida el mapa que empieza a delinearse en el Golfo San Jorge: áreas maduras bajo gestión privada especializada, mientras la empresa de mayoría estatal se focaliza en el shale. Nada nuevo a lo conocido hasta aquí, pero ahora definitivamente cristalizado.
El antecedente positivo, con atenuantes, de Escalante y Central
El desempeño reciente de las áreas que ya están bajo operación de PECOM ofrece un indicador a considerar. En Escalante-Trébol y Campamento Central-Cañadón Perdido, la producción de diciembre de 2025 alcanzó 41.466 metros cúbicos, frente a 32.262 m³ del mismo mes de 2024. La diferencia de 9.204 m³ -unos 58.000 barriles extra- implica un incremento interanual del 28,5%.
El dato es positivo, aunque debe leerse con cautela. La base de comparación corresponde al período más bajo de producción, en plena transición iniciada por YPF a comienzos de 2024. De hecho, el volumen de diciembre de 2025 aún se ubica por debajo del registrado en igual mes de 2023. La mejora interanual, en ese marco, refleja una recuperación desde mínimos más que una expansión estructural.
El modelo aplicado por la compañía en esos bloques se apoyó en una fuerte racionalización de costos, con reconfiguración contractual y revisión de estructuras operativas. Fuentes vinculadas a la operación señalaron que las reducciones llegaron a rondar el 40% en determinados rubros, con el objetivo de preservar rentabilidad en campos de productividad acotada y costos históricos elevados.
No hay transición automática
En Manantiales Behr es esperable una etapa de ajuste de costos en línea con esa experiencia. La recuperación terciaria y la optimización de pozos exigen inversión sostenida, pero la ecuación económica obliga a un disciplina operativa que podría definirse como ‘low cost’, aunque sin renunciar a las exigencias de seguridad que demanda la industria.
La dimensión laboral forma parte de esa ecuación. La experiencia en la cuenca se refleja también en Santa Cruz , donde las nuevas operadoras que asumieron áreas devueltas por YPF, aplicaron reducciones tarifarias para sostener actividad. Esto es otra confirmación de un proceso que incluye revisiones de la estructura de personal y condiciones contractuales.
El reciente conflicto sindical con Patagonia Resources, en el norte santacruceño, es una señal de que el nuevo equilibrio no es automático.
Una referencia productiva como punto de partida
El movimiento en el Golfo San Jorge no implica la desaparición del petróleo convencional, sino su administración bajo otra escala y otros parámetros. La etapa de YPF como operador dominante en áreas maduras cede lugar a un esquema con compañías más livianas en estructura y con foco en eficiencia, mientras la inversión de mayor riesgo y mayor escala se concentra en el shale.
En ese marco, los 8.554 barriles adicionales que mostró Manantiales Behr en la comparación interanual, manteniéndose cerca de sus máximos históricos, no constituyen una anécdota estadística. Funcionan como referencia inicial para evaluar si el nuevo esquema logra sostener producción en un campo maduro, con lo que esto significa en materia de actividad y empleo.
La discusión, en definitiva, no se agota en el cambio de operador. Se centrará en la consistencia de la curva productiva durante el primer año completo bajo la nueva gestión. En una cuenca madura, mantener el nivel ya es un resultado relevante; mejorarlo, aunque sea en un punto porcentual, exige respaldo técnico y financiero. Ese será el parámetro real con el que se medirá esta nueva etapa.