NOVEDADES

campos maduros

Licitación petrolera en Mendoza: 17 áreas, incentivos fiscales y foco en atraer capital privado

La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, junto al subsecretario de Energía y Minería, Manuel Sánchez Bandini, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, presentó en un roadshow en el Consejo Federal de Inversiones (CFI) la licitación hidrocarburífera de 17 áreas en Mendoza bajo el modelo de licitación continua, con ventajas competitivas para inversores, incentivos y acciones concretas para el sector.

“En Mendoza venimos trabajando de manera sostenida para acompañar al sector privado no solo en la formulación de políticas públicas, sino también generando las condiciones para que las empresas elijan la provincia para desarrollar recursos que todavía tienen un enorme futuro por delante”, afirmó en la exposición Latorre.

“Desde un principio, Mendoza adoptó una lógica clara: no existe un escenario en el que al sector privado le vaya mal para que al Estado le vaya bien. Si a la industria le va bien, a los gobiernos y a la sociedad también les va bien”, agregó.

 

“Venimos trabajando dentro de las herramientas que tenemos, en esquemas como el de regalías y en un pliego de licitación continua con incentivos que permitan hacer crecer la industria. Las 17 áreas hoy en licitación pública —12 de exploración y 5 de explotación— responden a esa estrategia”, explicó.

“Estamos trabajando para ampliar las fronteras productivas de la provincia y recuperar las campañas exploratorias que nos permitan identificar nuevas oportunidades de inversión que, en consecuencia, impulsen la producción”, puntualizó Latorre, poniendo énfasis en un marco regulatorio renovado que prioriza la reducción de cargas fiscales, la simplificación administrativa y la previsibilidad jurídica.

Por su parte, Erio explicó que el Gobierno de Mendoza trabaja en tres ejes para potenciar la industria. “El primero es sostener el desarrollo del convencional, alargando la vida útil de los campos y haciendo rentables los yacimientos maduros. El segundo es seguir deriskeando y expandiendo el desarrollo del crudo pesado, que viene mostrando muy buenos resultados. El tercero, es acelerar el deriskeo de Vaca Muerta Norte, buscando traer al presente la exploración del no convencional”, aseguró.

 

Áreas de exploración que se incluyen en el llamado

Las 12 áreas de exploración incluidas en el llamado se distribuyen en las dos principales cuencas productivas de Mendoza.

En la Cuenca Cuyana, se licitan las áreas Zampal y Puesto Pozo Cercado Occidental.

En la Cuenca Neuquina se concentra el mayor volumen de áreas ofertadas, con antecedentes técnicos relevantes y distinto grado de información geológica disponible. Entre ellas se destacan:

Atuel Exploración Sur, con una superficie de 316,08 km², incorporada a partir del interés manifestado por Hattrick SA, que desarrolló estudios sísmicos y petrofísicos avanzados.

Atuel Exploración Norte, con 439,76 km², que cuenta con antecedentes de perforación en las áreas Los Pocitos y Lomas de Coihueco.

Los Parlamentos, una de las áreas de mayor extensión, con 1.340,5 km², 11 pozos perforados y un importante volumen de sísmica 2D y 3D.

Boleadero, con modificaciones territoriales basadas en estudios estructurales asociados al pozo APASA.Md.NC.x-1001.

Chachahuen Norte, ex lote de evaluación con una superficie de 1.205,06 km².

Además, se incluyen Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, Calmuco y CN III Norte.

Áreas de explotación: reactivación de campos

Las cinco áreas de explotación corresponden a bloques con descubrimientos comprobados y, en varios casos, infraestructura existente que permite una rápida puesta en valor.

Entre ellas se encuentra Atamisqui, con una superficie de 214,64 km², donde se perforaron 56 pozos, de los cuales 34 resultaron productivos. A julio de 2025, registra una producción acumulada de 1.918.064 m³ de petróleo y 44,83 Mm³ de gas, e incluye los yacimientos Tierras Blancas Norte, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado. A su vez, se incluye en el llamado El Manzano, área que actualmente también está produciendo producto de un contrato de operación y mantenimiento temporal.

También se licitan Puesto Molina Norte, Puntilla del Huincán y Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana, áreas con antecedentes operativos relevantes y potencial para reactivar producción mediante nuevas inversiones.

El informe técnico de estas áreas fue presentado ante los empresarios por el equipo técnico de la Dirección de Hidrocarburos. La presentación se puede encontrar en la página de la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Ambiente
https://informacionoficial.mendoza.gob.ar/energiayambiente/licitaciones-hidrocarburos/.

Con este lanzamiento, Mendoza reafirma su posicionamiento como un destino confiable y atractivo para la inversión energética, combinando seguridad jurídica, información geológica de calidad y un esquema fiscal aliviado que busca maximizar la gestión eficiente de los recursos hidrocarburíferos y ampliar las oportunidades de desarrollo económico para la provincia.

Trabajo público-privado para atraer inversiones

El modelo que mostró ante inversores el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente combina incentivos fiscales y herramientas regulatorias para mejorar la competitividad.

Incluye la eliminación del canon por renta extraordinaria y del canon extraordinario de producción. Incorpora incentivos a la reinversión orientados al desarrollo de los campos y a la ampliación de la infraestructura existente.

Suma además una mayor flexibilidad operativa a través de figuras como la Iniciativa Privada y los Acuerdos de Evaluación Técnica (AET). Estas herramientas permiten acelerar los procesos de análisis y adjudicación, reducir la carga burocrática, acortar los plazos de decisión y generar condiciones más atractivas para la inversión de riesgo, especialmente en las etapas exploratorias.

En tanto, las áreas se ofertan con el modelo de licitación continua, que permite convocar a concursos públicos en cualquier momento del año, sin depender de ventanas fijas.

La combinación de licitación continua, incentivos fiscales, fortalecimiento técnico y planificación de largo plazo posiciona a la provincia como un actor competitivo dentro del mapa energético argentino, con el objetivo de ampliar la producción, recuperar actividad en campos maduros y generar nuevas oportunidades de desarrollo económico y empleo para los mendocinos.

Chachahuén Sur: el caso que demuestra que bajar regalías puede aumentar la producción

La experiencia de Chachahuén Sur, operado por YPF en Mendoza, se consolidó como uno de los casos más claros de cómo una política fiscal inteligente puede destrabar inversiones en campos maduros.

Los proyectos de Recuperación Terciaria (EOR, por sus siglas en inglés), esenciales para extender la vida útil de los yacimientos, requieren altos niveles de inversión inicial y enfrentan plazos de repago extensos. Bajo un esquema tradicional de regalías, sus márgenes suelen resultar marginales.

En este contexto, la provincia tomó una decisión que modificó por completo el horizonte económico del activo. La reducción de regalías del 18% al 9%, aplicada exclusivamente sobre la producción incremental generada por el proyecto EOR, permitió que un desarrollo antes limitado se transformara en un motor productivo con impacto directo en la actividad provincial.

Según el informe de la consultora GtoG ENERGY, la medida no implicó una pérdida fiscal, sino una estrategia orientada a generar nueva producción que, de otro modo, nunca habría existido.

Un cambio fiscal que revirtió la ecuación económica

La clave del éxito de Chachahuén Sur fue la reconfiguración de riesgo y retorno. Con el régimen previo, el proyecto era marginal: los largos períodos de repago, sumados al CAPEX requerido, no permitían alcanzar niveles de rentabilidad atractivos.

La política provincial reequilibró esa ecuación, habilitando una TIR superior al 20%, un VAN positivo bajo todas las tasas y un período de recuperación del capital prácticamente reducido a la mitad.

Este cambio permitió destrabar más de 81 millones de dólares en inversiones, impulsando uno de los desarrollos EOR más relevantes del país.

El informe de GtoG ENERGY indicó que, a septiembre de 2025, la producción adicional ya llegaba a 3,5 millones de barriles, un volumen que posicionó al proyecto como el segundo más grande de su tipo en Argentina.

La política pública enfocada únicamente en la producción incremental fue el punto de inflexión que convirtió riesgo técnico en oportunidad de crecimiento.

El impacto también fue significativo en términos provinciales. El proyecto ya representa el 7% de la producción total de Mendoza y generó un movimiento económico estimado en USD 570 millones, acompañado por una recaudación fiscal que superó los USD 74 millones. El incentivo inicial tuvo un efecto multiplicador que permitió ampliar la base productiva bajo condiciones de rentabilidad real.

Lecciones de un modelo win-win

El caso de Chachahuén Sur deja aprendizajes centrales para el diseño de políticas energéticas. Los desarrollos EOR requieren un marco fiscal competitivo que incentive inversiones de riesgo en campos maduros.

La experiencia muestra que reducir la carga sobre la producción incremental no solo estimula la actividad privada, sino que también mejora la recaudación al expandir el volumen producido.

Santa Cruz lanzó la licitación de 10 campos maduros

El Gobierno de Santa Cruz oficializó la apertura del proceso de licitación de campos maduros de hidrocarburos. Se trata de áreas con producción convencional en declino, donde se busca atraer inversión privada para extender su vida útil y garantizar fuentes de empleo en la región.

La medida se enmarca en el Decreto 745/2025, publicado en el Boletín Oficial provincial, que declaró de interés público la iniciativa presentada por un consorcio de empresas del sector energético. FOMICRUZ S.E., la compañía estatal santacruceña, quedó facultada para llevar adelante el proceso competitivo y administrar los documentos licitatorios.

Áreas en licitación y objetivos del proceso

La licitación pública nacional Nº 006/2025 comprende la cesión de concesiones de explotación en once bloques: Cañadón de la Escondida-Las Heras, Barranca Yankowsky, Los Monos, Los Perales-Las Mesetas, Cañadón León-Meseta Espinosa, Cañadón Vasco, El Guadal-Lomas del Cuy, Cañadón Yatel, Cerro Piedra-Cerro Guadal Norte y Pico Truncado-El Cordón.

Además, el proceso incluye las concesiones de transporte asociadas, lo que otorga a las compañías interesadas un control integral sobre la producción y la evacuación de hidrocarburos. El objetivo provincial es atraer proyectos de explotación y eventual exploración que permitan sostener la producción, modernizar la infraestructura y mantener la actividad en localidades dependientes de la industria.

En el marco del decreto, se aprobó el pliego general, el particular y el contrato de cesión que regirán el proceso. La iniciativa privada que dio origen a la convocatoria —presentada por Patagonia Resources, Clear Petroleum, Quintana E&P Argentina, Quintana Energy Investments, Roch Proyectos, Brest y Azruge— goza de derecho de preferencia en caso de empate entre ofertas.

La Cuenca del Golfo San Jorge busca no perder los perforadores.

Condiciones de la licitación y plazos

El llamado a licitación establece que la apertura de ofertas se realizará el 20 de octubre de 2025 a las 11 horas en la sede de FOMICRUZ, ubicada en calle Alberdi 643 de Río Gallegos. El pliego tiene un valor de USD 500.000 y deberá ser abonado a través del Banco Santa Cruz antes de acceder a la documentación digital.

Las consultas y compras de pliegos se canalizan mediante el correo electrónico oficial de FOMICRUZ destinado al proceso: lic-areasmaduras@fomicruz.com. La estatal provincial será la encargada de dictar instrumentos aclaratorios y complementarios, así como de intervenir en todos los actos posteriores al llamado.

El proceso representa uno de los mayores movimientos en materia de concesiones de hidrocarburos en Santa Cruz en los últimos años. En paralelo, la provincia busca garantizar que los nuevos operadores se comprometan con inversiones que potencien la recuperación secundaria, el mantenimiento de instalaciones y la generación de empleo directo e indirecto en cada localidad petrolera.

Licitación bloques maduros Santa Cruz

Impacto regional y perspectivas

La decisión de avanzar con la licitación de áreas maduras responde a la necesidad de prolongar la vida de yacimientos tradicionales en declino, pero que aún pueden ofrecer producción significativa con nuevas tecnologías. Estas áreas han sido clave en la historia energética santacruceña y siguen representando una fuente importante de ingresos fiscales y puestos de trabajo.

El Gobierno provincial resaltó que el esquema de licitación permitirá mantener la actividad en zonas productivas mientras se impulsa la diversificación energética con proyectos renovables y nuevas iniciativas de exploración no convencional. A su vez, la participación de múltiples compañías en el proceso abre la posibilidad de atraer inversiones frescas y dinamizar la economía regional.

La licitación de los campos maduros será un test para el interés inversor en un contexto de transición energética y de creciente competitividad con los desarrollos de Vaca Muerta en Neuquén. En Santa Cruz, la expectativa está puesta en lograr adjudicaciones que aseguren producción, empleo y regalías por varios años más.

Cuánto redujo YPF sus costos de extracción

YPF tiene diversos objetivos en Vaca Muerta y uno de ellos es ser la compañía más eficiente de la industria hidrocarburífera. El trabajo en sus diferentes bloques permiten reducir sus costos y aumentar sus ganancias.

En su presentación de resultados del primer trimestre de 2025, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, subrayó una mejora significativa en los costos operativos de la compañía. Los costos totales de extracción alcanzaron los 15,3 dólares por barril de petróleo equivalente, lo que representa una reducción secuencial del 12 % respecto al trimestre anterior.

Esta baja en los costos se explica, en gran parte, por la finalización de la desinversión en ciertos campos maduros, que históricamente presentaban mayores costos operativos. Marín remarcó que, si se excluyen esos activos, el costo de procesamiento en el trimestre habría sido inferior a los 9 dólares por barril de petróleo equivalente.

Proyecciones a la baja

La compañía proyecta que, de mantenerse las condiciones actuales y los límites básicos de operación, el costo promedio de extracción en 2025 podría situarse en torno a los 12 dólares por barril. Además, para los bloques más eficientes, el costo de extracción fue de apenas 4,6 dólares por barril de petróleo equivalente bruto.

El desempeño en el área de gas natural se mantuvo estable, con precios en torno a los 3 dólares por millón de BTU. Esta cifra se explica por los precios más bajos en planta durante la temporada baja. Aun así, la empresa continúa con su enfoque en mejorar la eficiencia, particularmente en las operaciones de esquisto.

YPF va por el South Core de Vaca Muerta.

Récords de producción

Durante el primer trimestre, la empresa perforó 51 pozos horizontales de petróleo en términos brutos, un incremento del 16 % en comparación con el mismo período de 2024. La participación neta de la compañía en estas perforaciones también creció, alcanzando el 65 %. En términos de planificación, YPF espera perforar un total de 190 pozos operados y 15 no operados en 2025.

El cronograma de finalización también fue robusto: se completaron 53 pozos y se conectaron 47, cifras que representan aumentos del 83 % y 21 %, respectivamente. Como resultado, la empresa alcanzó un nuevo récord en la producción de petróleo de esquisto, con 147.000 barriles diarios durante el trimestre. Esta marca representa un crecimiento superior al 50 % frente al promedio anual de 2023.

El motor de crecimiento de YPF

El 76 % de la producción total de petróleo de esquisto provino de bloques clave en Vaca Muerta: Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y Aguada del Chañar. A estos se sumó el bloque La Angostura Sur 1, en el núcleo sur de la formación, que demostró una productividad “excepcional”, según Marín.

En cuanto a eficiencia en perforación, YPF alcanzó una velocidad promedio de 304 metros por día en sus principales bloques no convencionales. Aunque algunos pozos comenzaron con menor rendimiento, la compañía logró perforar su pozo más rápido en Aguada del Chañar en marzo, lo que alienta a alcanzar la meta anual de 350 metros diarios.

En fractura hidráulica, se registraron 235 días activos por mes, un número alineado con el objetivo anual de 260. Marín concluyó que estos resultados posicionan a la empresa de forma sólida para cumplir sus metas de producción y eficiencia en 2025.

Neuquén autorizó la cesión de nuevas áreas a Bentia Energy

El Gobierno de Neuquén autorizó a la empresa YPF a ceder el 100% de sus derechos y obligaciones en dos concesiones de explotación convencionales de hidrocarburos ubicadas en la zona centro-este de la provincia: Al Norte de la Dorsal (221 km²) y Octógono (72,28 km²).

Ambas áreas fueron agrupadas por las empresas bajo la denominación “Clúster Neuquén Sur”. La titularidad de estas concesiones quedó en manos de Bentia Energy, quien asume el rol de operadora y titular de las mismas.

Mediante un decreto publicado hoy en el Boletín Oficial se estableció la obligación por parte de la empresa cesionaria de constituir una garantía dentro de los 30 días corridos posteriores a la formalización de la cesión y, como condición para su efectiva vigencia, por el término de 4 años, a efectos de cubrir daños y/o responsabilidades con motivo de cualquier contingencia y/o riesgo ambiental que pudiera surgir a corto o mediano plazo en relación con pozos, líneas, ductos, plantas e instalaciones, abandonos de pozos y cualquier otro pasivo o contingencia derivada de las actividades realizadas u omitidas en las áreas en cuestión.

Un área emblemática

Dentro del Clúster Neuquén Sur se encuentra el área Octógono, donde se perforó el primer pozo hidrocarburífero de la provincia, marcando el inicio de la historia energética neuquina. Con esta autorización, se garantiza la continuidad operativa en una zona emblemática, permitiendo aprovechar su potencial productivo y generando impactos positivos en el desarrollo regional. En particular, las localidades de Plaza Huincul y Cutral Co se verán beneficiadas por el impulso económico y la generación de empleo.

En este contexto, el ingreso de una nueva empresa operadora en crecimiento, permitirá focalizar esfuerzos en el desarrollo de áreas convencionales. Su capacidad operativa está especialmente orientada a tareas como reacondicionamiento (workovers), abandono de pozos y nuevas perforaciones, actividades clave para optimizar la producción y recuperar activos maduros con potencial remanente.

 

 

Planes de Bentia Energy

De acuerdo con los planes presentados por Bentia Energy SA, durante los primeros años de operación se prevé la intervención de pozos entre reparaciones y pulling, junto con un esquema de abandono de pozos e instalaciones inactivas. Estas acciones forman parte de una estrategia orientada al saneamiento ambiental y la extensión de la vida útil de los yacimientos. La empresa cuenta con equipos propios de pulling, lo que colaborará a reducir costos operativos a niveles sostenibles.

Esta planificación se enmarca en las condiciones actuales de los clústeres convencionales Neuquén Sur y Neuquén Norte, donde se prioriza la continuidad de la actividad mediante la racionalización de costos, la adecuación progresiva de instalaciones y la intervención sobre infraestructura existente. Permitiendo recuperar volúmenes de producción, desarrollar reservas y liberar progresivamente áreas para otros usos o futuras explotaciones.

Como parte de este proceso, y durante el análisis de las solicitudes de cesión del Clúster Sur, YPF recategorizó alrededor de un centenar de pozos como “a abandonar”, en cumplimiento con los procedimientos previos a la transferencia. No obstante, la Provincia dejó expresamente establecido que la cesión no exime a la empresa saliente de sus responsabilidades ambientales ni de las obligaciones de saneamiento que pudieran corresponder.

Clúster Neuquén Norte

Esta operación se suma a las cesiones previamente autorizadas correspondientes a las áreas Señal Cerro Bayo (72 km²), Volcán Auca Mahuida (255,22 km²), Don Ruiz (109,12 km²) y Las Manadas (85 km²), que fueran agrupadas como “Clúster Neuquén Norte”. En este caso, la titularidad se distribuyó entre Bentia Energy, que operará y tendrá una participación del 70%, e Ingeniería Sima, que controlará el 30% restante. Para este segundo grupo de áreas, también se exigió la constitución de una garantía por parte de las empresas cesionarias.

El traspaso del clúster “El Trébol – Escalante” de YPF a Pecom se completará el 28 de octubre

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, informó que el 28 de octubre, en Comodoro Rivadavia, se formalizará el traspaso del área “Escalante – El Trébol”, acto que marcará el inicio de las operaciones de la empresa Pecom, que resultó seleccionada en el proceso para adquirir los yacimientos cedidos por YPF en la provincia de Chubut.

El Trébol es el principal bloque cedido por YPF en el marco del proyecto Andes, el cual abarca una superficie total de 290 kilómetros cuadrados, con una producción de 7.100 barriles de petróleo diarios.

En este marco, el mandatario chubutense celebró el avance en el proceso para el traspaso del área y expresó que “es una excelente noticia no solo para Chubut, sino para todos los trabajadores que forman parte de uno de los sectores más importantes de la economía local y regional”.

“Un traspaso rápido y ordenado”

Además, Torres sostuvo que “este hito es clave para la reactivación de la actividad y el empleo, por eso nos pusimos el objetivo de acotar los plazos administrativos todo lo posible, y así lograr un traspaso rápido y ordenado; los resultados fueron positivos, y hoy Chubut lidera como la primera provincia en concretar el traspaso de los yacimientos vendidos por YPF”.

En el caso de “Campamento Central – Cañadón Perdido”, el otro clúster adquirido por Pecom, el traspaso se formalizará en el trascurso de noviembre, debido a que, al existir un socio con 50% de participación (Enap Sipetrol), las solicitudes de autorización interna extienden sensiblemente los plazos.

Expectativa por Pecom

Los planes preliminares dan cuenta de una inversión inicial en torno a los 157 millones de dólares, a ejecutarse en el conjunto de áreas adquiridas durante los próximos tres años. Las actividades en concreto involucran la reactivación de las tareas de perforación, workover y pulling.

Asimismo, la empresa cuyo foco está centrado en el desarrollo de campos maduros, ya ha iniciado el proceso de adquisición de nuevas plantas de inyección de polímeros, y otra serie de insumos necesarios para masificar la recuperación terciaria en los bloques adquiridos.

Mercado en crecimiento

Hay que destacar que Pecom Servicios Energía S.A.U. es una empresa que desarrolla servicios para la industria energética y minera. El grupo empresario al que pertenece cuenta con más de 70 años de experiencia, y junto con Molinos Río de la Plata y Molinos Agro forman parte de un importante holding de empresas. Pecom tiene presencia en Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia y Uruguay. La compañía cuenta a la fecha con aproximadamente 7.900 empleados.

Cuándo se hará el traspaso de los campos maduros de YPF

Febrero fue el mes en que se paralizaron las operaciones de YPF en los campos maduros que puso a la venta para centrar sus inversiones en Vaca Muerta. A través del Proyecto Andes, la empresa de mayoría estatal busca que la salida de la actividad convencional – exceptuando el histórico bloque Manantiales Behr- sea lo más prolija posible.

En el marco del evento por el 110° aniversario de Shell en Argentina, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, describió que el objetivo era vender 50 bloques a lo largo y ancho del país de los cuales 30 están sujetos a la aprobación de los gobernadores y adelantó que “en los próximos 30 días estaríamos pasando las áreas”.

Asimismo, el pope de la compañía manifestó que seguirán operando un mes más en los bloques que están a la venta y luego pasarán el contrato. El objetivo es que el traspaso se haga de la forma más prolija posible para evitar inconvenientes a futuro.

Horacio Marín brindó detalles de las negociaciones que lleva a cabo YPF con seis países.

La situación de YPF en Chubut

El Trébol- Escalante y Cañadón Perdido – Campamento Central son los clústers que puso en venta YPF en Chubut. Pecom fue la empresa que ganó la licitación y se espera que el Gobierno provincial envíe el pliego a la Legislatura para que la operación se haga completa y la compañía del Grupo Pérez Companc se haga cargo de las actividades en los yacimientos.

En la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge hay 1200 trabajadores que están en sus casas esperando por una definición. A esto se le debe sumar que entre 600 y 800 operarios no encuentran trabajo en la industria hidrocarburífera en la región.

La situación apremia, pero en el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut estiman que el acuerdo entre YPF y Pecom se podría firmar en los próximos días. “Esperamos que el 20 de septiembre se firme el acuerdo por parte del gobernador (de Chubut, Ignacio Torres) para que la gente de Pecom empiece a trabajar, y podamos tener una nueva operadora en la región”, sostuvo Jorge Ávila.

El titular de los petroleros convencionales sostuvo que la llegada de Pecom puede significar que se pueda volver a perforar en una cuenca madura.

Pecom es una de las mejores empresas del sector energético.

La inversión de Pecom

En la misma línea, Torres sostuvo que “la inversión de Pérez Companc tiene que ver con un esquema de reactivación de la cuenca. Somos una cuenca madura convencional, pero con un potencial enorme porque tenemos un crudo muy demandado en el mundo”.

“La salida de YPF lejos de ser un problema terminó siendo una oportunidad. Lo que no invertía YPF en la Cuenca y lo invertía en Vaca Muerta porque era más rentable; ahora va a entrar una nueva empresa  a invertir más fuerte en nuestra Cuenca”, consideró.

Y planteó que “Pérez Companc va a tomar las áreas residuales de YPF con más trabajo, inversión y equipos. La cuenca puede revertir el declive y pasar a ser un actor fundamental del motor energético de la Argentina en la Patagonia”.

El mandatario provincial reconoció que “son inversiones que se hacen porque no se van a poner palos en la rueda que no te van a venir con un impuesto raro que no te van a venir con que el superficiario justo en ese lugar que se habla tanto de las tasas en este gobierno no se van a hacer más. Tampoco se va a condicionar quién invierte porque no hay prejuicios ideológicos ni geopolíticos.  El que quiera venir a invertir a Chubut que venga y que invierta; se le va a pedir que haga las cosas bien”, detalló.

Más de 30 compañías mostraron interés por los campos maduros de YPF

YPF informó que este viernes se cerró la instancia de recepción de ofertas para sus bloques convencionales. La empresa de mayoría estatal destacó que recibió más de 60 ofertas de más de 30 compañías nacionales e internacionales “lo que demuestra el interés y el éxito de la propuesta de la compañía en el mercado”.

Durante las próximas dos semanas, YPF analizará las propuestas recibidas e iniciará las negociaciones finales tendientes a la firma de los acuerdos para la transferencia de los activos durante el segundo semestre. Todo este proceso lo lleva adelante el Banco Santander junto a YPF como forma de garantizar la transparencia e independencia de las decisiones que se tomen.

El Proyecto Andes se extiende a 30 áreas convencionales agrupadas en 11 clusters ubicadas en las provincias de Mendoza, Neuquén, Río Negro y Chubut. Es de destacar que todos los clusters recibieron ofertas y generaron interés por las empresas participantes.

Esta iniciativa es uno de los cuatro ejes del plan estratégico de YPF y busca optimizar el portafolio del Upstream, concentrando la inversión en aquellas áreas convencionales y no convencionales que generen mayor valor para la compañía y sus accionistas y sean más acordes a su escala.

Lo que pedía YPF

Tal como informó eolomedia, la idea de los directivos de YPF no es que las demás empresas “oferten por ofertar para ver si consiguen algo”, sino que la propuesta sea específica.

En este sentido, el clúster El Trébol – Escalante de la Cuenca del Golfo San Jorge es quien despierta más consultas en la industria petrolera. Tal como informó este medio, el clúster chubutense tiene una extensión de 289,9 km2 y cuenta con una producción de petróleo de 7.112 bbl/d y de gas de 38 km3/d. Su concesión finaliza en noviembre de 2047.

Uno de los objetivos que persigue YPF es que las empresas que se queden con las áreas maduras es que revitalicen la actividad de los yacimientos y que “no saquen petróleo durante un año o dos y luego abandonen los bloques”. Además, se respetarán los contratos firmados para completar una “salida limpia” de las áreas en venta.

En el marco del evento Vaca Muerta Insights, Horacio Marín también confirmó una inversión total de 5.400 millones de dólares en Vaca Muerta y recordó “vine a YPF para que el país exporte 30.000 millones de dólares en 2030”.

Asimismo, aseguró “el primero de julio de 2026 se terminará el cuello de botella para la exportación de crudo a partir de la puesta en marcha del Vaca Muerta Sur” y anunció que la compañía comenzará a exportar gas natural licuado (GNL) en sociedad con la malaya Petronas a partir de 2026 desde la costa de Río Negro, a través de la terminal marítima que construirá la compañía en la zona de Punta Colorada.

Nación y Ofephi se reúnen por los campos maduros

La Organización Federal de Estados Productores de Hidrocarburos (Ofephi) y el Gobierno nacional se reunirán este viernes para evaluar un proyecto de ley que buscará incentivar la producción de los campos maduros.

La iniciativa que impulsa la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, se basa en modificaciones de la olvidada Ley de Hidrocarburos que impulsó Darío Martínez cuando estuvo a cargo de la cartera.

El plan se basa en que cada ministro realice su contribución a la normativa para consensuarlas con las operadoras y sindicatos en busca de enviar rápidamente el proyecto al Congreso de la Nación.

En este marco, el Concejo Deliberante convocó al titular de la cartera hidrocarburífera de Chubut, Martín Cerdá, para que brinde detalles de la normativa.

“Yo creo que Presidencia debería arbitrar los medios para que el ministro de Hidrocarburos nos visite y pueda contarnos respecto de estos incentivos que él hizo mención públicamente y, por supuesto, también que nos anoticie de cuál es la situación de esta cuenca madura que tenemos nosotros”, subrayó la concejal Viviana Navarro.

Asimismo, la edil lamentó que la Cuenca del Golfo San Jorge haya perdido su protagonismo quedando relegada en materia de producción, inversiones y puestos de trabajo. “Todo se está yendo aparentemente para un solo lugar (por Vaca Muerta) y la verdad que nos preocupa porque el hecho de que no inviertan en estos campos maduros, que sostuvieron durante muchos años la economía no solamente de la provincia sino también de nuestro país, hoy nos estén como dejando un poquito de lado”, consideró.

“Ojalá que esos incentivos lleguen rápido y que, por supuesto este Concejo Deliberante y todos los que tenemos responsabilidades, hagamos lo posible para que no quede ningún trabajador en la calle. Así que por eso espero que por presidencia administren los medios para que el ministro de Hidrocarburos se reúna con nosotros y nos ponga en conocimiento lo que está pasando con la Cuenca del Golfo San Jorge”, afirmó Navarro.

Un bloque para defender los campos maduros

El 24 de mayo fue un día movilizante para la Cuenca del Golfo San Jorge. El secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, Jorge Ávila, lanzó su candidatura a diputado nacional por Juntos por el Cambios y adelantó que trabajará en un proyecto en conjunto con su par de Santa Cruz, Claudio Vidal, y dirigentes de Tierra del Fuego para proteger las inversiones en los campos maduros.

El acto fue en la base de DLS en Comodoro Rivadavia, un simbólico para el titular de petroleros convencionales de Chubut ya que en esa empresa comenzó su vida como trabajador de boca de pozo para después ascender a uno de los gremios más poderosos de la región.

Entre los presentes estuvieron los principales candidatos por Juntos por el Cambio: Ignacio Torres, candidato a gobernador; Gustavo Menna candidato a vicegobernador y Ana Clara Romero candidata a intendenta en la Capital Nacional del Petróleo. En los discursos se hizo referencia a la intención de YPF de dejar la sede de Comodoro Rivadavia, la falta de determinación de las autoridades de la región para luchar por el “Dólar Petrolero” y la pasividad de muchos funcionarios para luchar por beneficios para los campos maduros.

“Tenemos un espacio político en el que vamos a defender la cuenca. Una región madura, que dicen que no tiene producción. Yo les digo permítanos exportar y vamos a ver cómo tenemos trabajo y recuperamos lo que es nuestro”, aseveró Ávila.

El dirigente gremial manifestó que la sociedad no tiene diez años para esperar que la política tome decisiones: el accionar debe ser inmediato. “En dos años tenemos que devolverle a la gente el trabajo. Cuando uno habla de producción, habla de los intereses de la ciudad (por Comodoro Rivadavia). Gracias a la Ley de Hidrocarburos puede funcionar la ciudad, se recolecta la basura, andan los camiones, la gente puede caminar, pero si uno mira el Hospital (Regional) ve lo que pasa. Debemos defender eso”, subrayó.

“Nosotros tenemos un camino y no le tenemos miedo a la responsabilidad. Los trabajadores nos trajeron hasta acá. “En esta Base nací, ahora me hago Diputado Nacional y aquí vendré pensé a rendir cuentas cuando venga dentro de unos años a ver el futuro político de esta región. No tengo dudas porque Ana Clara me presentó el proyecto para discutir lo que va a ser una nueva ley para los yacimientos maduros y también decirles que (Claudio) Vidal encontró uno no convencional. Si él lo hizo, ¿Por qué nosotros no podemos pensar que estamos en el medio?”, advirtió.

En este sentido, el titular del gremio de petroleros convencionales descartó la posibilidad de avanzar con un proyecto de flexibilización laboral. “Yo les prometo que quien les habla jamás tomará una decisión que perjudique al trabajador. Jamás tomaremos una decisión que manche a los trabajadores”, afirmó.

“Vamos a seguir trabajando como lo hacemos todos los días. Nosotros podemos estar orgullosos de lo que tenemos. No tengan duda que vamos a ganar estas elecciones. Vamos a trabajar para ganarla. No busco enemigos, yo quiero compañeros que luchen”, destacó Ávila.