NOVEDADES

Chubut

GreenSinnergy y Axens y un acuerdo para avanzar en proyectos de SAF en Argentina y América Latina

GreenSinnergy GmbH, empresa alemana especializada en el desarrollo de proyectos sustentables, y Axens, proveedor global de tecnologías y servicios para la producción de combustibles limpios, firmaron un Memorándum de Entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) para explorar el desarrollo de proyectos de combustible de aviación sostenible (SAF, por sus siglas en inglés) en Argentina y en toda América Latina.

Esta colaboración estratégica tiene como objetivo aprovechar las tecnologías avanzadas de Axens y el liderazgo en desarrollo de proyectos de GreenSinnergy para abordar la creciente demanda de soluciones de energía sostenible en el sector de la aviación, conectando los recursos energéticos de clase mundial de la región con las capacidades tecnológicas de vanguardia de Axens.

Según los términos del memorándum de entendimiento, GreenSinnergy liderará el desarrollo de proyectos, mientras que Axens actuará como licenciante oficial de tecnologías clave, incluyendo la captura de CO2, la purificación de hidrógeno, la síntesis Fischer-Tropsch y la mejora del queroseno y nafta finales.

La alianza se centrará inicialmente y priorizará el desarrollo del proyecto Eco-Refinerías del Sur en Chubut, Argentina, uno de los proyectos industriales más destacados de la región, y se expandirá a otras iniciativas de SAF en toda América Latina con el compromiso de explorar una posible relación comercial a largo plazo.

Chubut y un primer paso

En este sentido, el especialista Ismael Retuerto consideró: “Como codesarrollador del proyecto Eco Refinerías del Sur, junto con GreenSinnergy y una firma alemana, tenemos el agrado de informar, mediante este comunicado, que este miércoles se dará a conocer en simultáneo en Francia y Argentina la participación de una empresa de primer nivel como Axens, de Francia, licenciante de la tecnología para el proceso de obtención de SAF, el combustible sintético de aviación que impulsará nuestro proyecto”.

“La iniciativa se basa esencialmente en las extraordinarias condiciones eólicas de Chubut —y de la Patagonia en general— para producir hidrógeno verde, lo que nos permite avanzar con el primer proyecto de este tipo en Sudamérica. Es decir, un combustible sintético de aviación llamado a tener un gran desarrollo, ya que es el derivado del hidrógeno con mayor potencial de mercado en la próxima década y en las siguientes, debido a su enorme impacto en la reducción de emisiones”, agregó.

“Se trata, sin dudas, de un paso clave, un verdadero hito para nosotros, que nos permite seguir avanzando en el estudio de factibilidad y, en definitiva, en la concreción de un proyecto que traerá desarrollo industrial para la Argentina y, en particular, para Chubut”, subrayó.

 

GreenSinnergy y Axens, una alianza de peso

La colaboración tiene como objetivo identificar y asegurar socios para el proyecto, garantizar el cumplimiento normativo y la obtención de los permisos necesarios, establecer acuerdos de suministro de materia prima y de compra de SAF, y desarrollar estimaciones completas de costos del proyecto que incluyan tanto gastos de capital como operativos.

Esta asociación subraya la visión compartida de GreenSinnergy y Axens de contribuir a la producción de combustibles bajos en carbono y más sostenibles.

Carlos Villalba, cofundador de GreenSinnergy, sostuvo: “Esta alianza estratégica con Axens marca un verdadero punto de inflexión en nuestra misión de transformar el viento de la Patagonia argentina en una nueva generación de combustible sustentable para la aviación.  Es un paso decisivo hacia la descarbonización de uno de los sectores más complejos y difíciles de descarbonizar en la transición energética. Como uno de los principales proveedores de tecnología en combustibles limpios y gestión de carbono a nivel mundial, Axens aporta una experiencia inigualable a este y a futuros proyectos”.

Frederic Balligand, vicepresidente de energías renovables de Axens, afirmó: “Estamos proporcionando a GreenSinnergy un conjunto completo de tecnologías, desde la captura de CO2 hasta la producción de SAF, con el objetivo de eliminar el riesgo tecnológico del proyecto. Compartiremos nuestro amplio conocimiento y experiencia en desarrollo de proyectos, adquiridos a través de iniciativas implementadas en todo el mundo en el marco de la transición energética. Creemos en la colaboración como la clave para superar todos los desafíos que enfrentará GreenSinnergy, desde las primeras fases del proyecto hasta la decisión final de inversión (FID) y la operación plena de la planta”.

Neuquén y Chubut: las claves de dos paritarias petroleras distintas

La paritaria petrolera volvió a ser protagonista. El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa cerró un acuerdo para el incremento de sus afiliados el 5 de junio. Mientras que su par de Chubut hizo lo mismo el 10 de junio. Los gremios más representativos de la Patagonia consiguieron acuerdos que marcan coincidencias y diferencias.

El primer punto que hay que marcar es que aunque ambos convenios fueron firmados con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), las condiciones pactadas varían significativamente.

Por un lado, los trabajadores liderados por Marcelo Rucci, acordó una suba del 12% anual distribuida trimestralmente. Por otro lado, la entidad gremial representada por Jorge Ávila, pactó gratificaciones extraordinarias, un adicional por vianda de 140 mil pesos y aumentos no remunerativos con pases diferidos al salario básico.

Neuquén y una revisión por inflación

Según el comunicado oficial emitido por el Ministerio de Capital Humano de la Nación, el sindicato conducido por Rucci cerró primero la paritaria 2024-2025, con un aumento del 4,3% acumulado aplicado sobre los sueldos de enero (1,8%), febrero (1,5%) y marzo (1%).

Para el período abril 2025-marzo 2026, se fijó un incremento anual del 12%, distribuido en cuotas del 3% cada tres meses. Este porcentaje se calcula sobre la base salarial de abril de 2025.

Además, se incluyó una cláusula de revisión en septiembre de 2025, que habilita reabrir la discusión salarial si los precios superan los aumentos acordados. El esquema apunta a brindar previsibilidad, estabilidad y mantener el diálogo institucional.

El acuerdo no contempla adicionales en concepto de viandas, gratificaciones ni sumas no remunerativas. Su fortaleza radica en la incorporación temprana de los aumentos al salario básico y en la posibilidad de renegociación ante desfasajes con la inflación.

Ningún petrolero cobrará por debajo de la línea de pobreza en Neuquén.

Las viandas para Chubut

En paralelo, el sindicato liderado por Ávila selló un convenio con CEPH y CEOPE que propone un esquema diferente. Se trata de gratificaciones extraordinarias no remunerativas, que se aplican en tramos y luego se incorporan al sueldo en distintas etapas: 3% para mayo y junio, y 6% para julio, agosto y septiembre, con pase a remunerativo desde octubre; 3% para octubre, noviembre y diciembre, que se incorpora al salario básico en enero; y 3% para enero, febrero y marzo de 2026, con impacto remunerativo desde abril.

Además, el acuerdo incluye una asignación vianda complementaria de 140 mil pesos desde marzo de 2025, que no estaba presente en años anteriores. Las gratificaciones también se aplican a conceptos como viandas y ayuda alimentaria, y se integrarán al cálculo de aguinaldos y vacaciones.

Desde el sindicato de Chubut destacaron que este acuerdo “preserva el poder adquisitivo” y representa un esfuerzo conjunto para proteger los ingresos en un escenario económico incierto. Sin embargo, no incluye cláusulas de revisión inflacionaria.

Aunque ambos acuerdos abarcan el mismo período (abril 2025 a marzo 2026), pero el Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa logró un esquema de aumentos básicos, previsibilidad trimestral y una cláusula de revisión. Mientras que el gremio de petroleros convencionales de Chubut priorizó sumar ingresos inmediatos a través de gratificaciones y beneficios en especie.

Cuánto pagó Crown Point por los activos de Tecpetrol en Chubut

Crown Point Energía adquirió activos en el norte de la Cuenca del Golfo San Jorge por un valor que podría alcanzar los 61,4 millones de dólares. El anuncio se realizó de forma simultánea mediante dos hechos relevantes presentados ante la Comisión Nacional de Valores por parte de la operadora canadiense y Tecpetrol.

Según los documentos, Crown Point firmó acuerdos de compra con Tecpetrol, YPF y Pampa Energía para adquirir una participación operativa del 95% en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, además de acciones en Terminales Marítimas Patagónicas S.A. (Termap).

Una inversión de peso

La operación tiene un valor base de 57,9 millones de dólares en efectivo, con una contraprestación adicional contingente de hasta 3,5 millones de dólares que dependerá de los ingresos generados por la venta de gas natural correspondientes a la participación actual de Pampa Energía. A esto se suman 8 millones de dólares en inventarios y consumibles.

Los activos adquiridos se encuentran a unos 40 kilómetros al oeste de Comodoro Rivadavia, en un área con producción promedio de 5.449 barriles equivalentes de petróleo por día, de los cuales 4.252 bbl/d corresponden a crudo ligero y mediano, y 7.179 mcf/d a gas natural.

Además de las concesiones, Crown Point accede a infraestructura estratégica como oleoductos y gasoductos que conectan con Rada Tilly, Caleta Córdova y el Gasoducto General San Martín. También suma el 4,2% de Termap, que opera una terminal marítima para exportación.

Detalles por empresa

Tecpetrol transfiere el mayor porcentaje accionario: entre 52,13% y 69,10% en cada concesión, dependiendo del período considerado. El monto total acordado por esta porción asciende a 47,4 millones de dólares, incluyendo inventarios.

YPF, en tanto, cede una participación que aumenta de 7,19% a 9,53% en 2027, a cambio de 6,5 millones de dólares. Pampa Energía, por su parte, vende su participación del 35,67% por 2 millones de dólares más un esquema de pagos variables según volumen y precio del gas natural comercializado.

La fecha de cierre varía según los activos: la compra a Pampa se prevé para junio, mientras que las operaciones con Tecpetrol e YPF podrían concretarse durante el tercer trimestre de 2025, con fecha efectiva retroactiva al 1 de diciembre de 2024.

Los próximos pasos de Crown Point

El cierre está sujeto a múltiples condiciones, entre ellas la aprobación por parte de las autoridades regulatorias y provinciales, y la no oposición de los socios en las uniones transitorias de empresas (UTEs), entre los que se incluye Petrominera Chubut S.E. También se requiere la validación del plan ambiental por parte del gobierno de Chubut y la autorización de la TSX Venture Exchange, ya que Crown Point cotiza en esa bolsa canadiense.

La compañía anticipó que financiará la operación con flujos propios y, de ser necesario, mediante nuevas emisiones de deuda o capital antes del cierre definitivo.

Crown Point y su visión para revitalizar la Cuenca del Golfo San Jorge

Crown Point está listo para desembarcar en la Cuenca del Golfo San Jorge, pero marcó la urgencia de un cambio de paradigma para asegurar el futuro de una región con más de 120 años de producción.

En el marco del evento Energía Chubut 2050, Gabriel Obrador, presidente y CEO de Crown Point, destacó que la coordinación y el diálogo son vitales. “Creo que es un desafío de cambio de paradigma, en donde todos los actores tienen que sentarse”, afirmó el ejecutivo.

Asimismo, resaltó que las empresas pequeñas e independientes aportan agilidad. “Lo que traemos es esa agilidad, esa rapidez para tomar decisiones”, consideró.

Obrador compartió la experiencia de Crown Point en Santa Cruz. “Nosotros también en noviembre hicimos el takeover en Santa Cruz de Piedra Clavada y Koluel Kaike. Y rápidamente empezamos un programa de workover”, aseguró.

“Ya lo estamos transitando en Santa Cruz y creo que esa experiencia junto con todos los actores de Chubut es la que hay que recrear en una cuenca que tiene características, como bien sabemos, de 120 años de producción, de madurez”, explicó sobre la importancia de la colaboración.

Desafíos en un marco de precio bajos

El directivo se refirió al actual escenario de guerra de precios y tarifas. “El desafío en un marco global de guerra de precios y de tarifas, poder llevar esos costos de operación y también que disparen nuevas inversiones”, señaló Obrador. A pesar de los ciclos de precios bajos, Crown Point no esperará un repunte para invertir.

“Nosotros no vamos a esperar para invertir y desarrollar reservas a que haya un escenario de precios”, enfatizó. La visión de la compañía es de largo plazo, preparándose para operar eficazmente incluso en escenarios de precios bajos en el mercado energético.

Competitividad

Obrador destacó la importancia de la flexibilidad y la comprensión de los desafíos. “Hay otras cuencas maduras en el mundo que son ejemplo de lo que se puede lograr en competitividad”, dijo. La meta es alcanzar esos estándares. “Creo que esos estándares, digamos, es donde nos tenemos que acercar”, agregó sobre la eficiencia.

Expresó su entusiasmo por la entrada en Chubut y la firma del acuerdo de competitividad. “Hemos, a pesar de todavía no estar formalmente en la provincia de Chubut, hemos firmado el acuerdo de competitividad. Creo que es una gran iniciativa”, afirmó. La presión fiscal es una variable, pero no la única.

El programa de Crown Point

Asimismo, Obrador confirmó el compromiso de inversión de Crown Point. “Tenemos un programa de inversiones que más que va a duplicar un poco lo que se viene haciendo, porque creemos que no hay que esperar para perforar, no hay que esperar para incrementar la producción a un escenario de precios altos”, sostuvo.

La demanda global de energía sigue siendo firme. “La demanda está, la demanda está muy firme, a pesar de que la OPEC acaba de anunciar estos aumentos de la producción, la demanda sigue estando, los precios no cayeron pese a ese anuncio”, consideró. El crecimiento está motorizado por India, sudeste asiático y China.

PAE desafía los límites del shale en la D-129: “Hay que dar ese salto de fe”

La apuesta de Pan American Energy (PAE) por el desarrollo no convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge busca generar un nuevo centro de producción shale en el país. La empresa perforó recientemente un pozo horizontal en la formación Aurora Austral o D-129, una roca con características plásticas que requiere técnicas diferentes a las utilizadas en Vaca Muerta.

Según explicó Fausto Caretta, Upstream Managing Director de PAE, se trata de un proyecto que hubiera sido imposible hace apenas una década, pero que hoy es posible gracias al know-how adquirido en la cuenca neuquina.

“Esto hace 12, 13 años capaz que no se podía haber hecho. Hoy podemos geonavegar pozos a 3.500 metros, identificar con precisión el shale y caracterizarlo mucho mejor”, aseguró Caretta en el evento Energía Chubut 2050. El ejecutivo destacó que la estrategia de la compañía fue trasladar las mejores prácticas y tecnologías desarrolladas en Vaca Muerta hacia esta formación emergente.

Una geología más compleja

El nuevo pozo perforado por PAE en Río Chico tiene 1.500 metros de rama horizontal y fue estimulado con 25 fracturas. Aunque la operación fue exitosa desde el punto de vista técnico, los resultados iniciales expusieron desafíos geológicos. “Vimos que la zona tenía fallas subsísmicas que no conocíamos. Eso impactó en la efectividad del volumen estimulado”, explicó Caretta, aludiendo al bajo Stimulated Rock Volume (SRV) obtenido.

La formación D-129, según detalló el directivo, es más plástica que Vaca Muerta, lo cual complica la fractura hidráulica. “Necesita más energía para crear la fractura y, como es plástica, tiende a cerrarse y absorber la arena”, advirtió. Esto obliga a repensar el diseño de los tratamientos de estimulación, ya que las “recetas” que funcionan en la cuenca neuquina no se trasladan directamente.

La nueva vida para el convencional.

Del pozo piloto al modelo económico

Caretta fue cauto al hablar de la productividad del pozo. “No importa dónde perforemos porque vamos a producir. Lo importante es ver si podemos ser económicos a la hora de perforar y fracturar”, afirmó. La clave, explicó, está en despejar variables geológicas y técnicas para identificar zonas más homogéneas y con mayor presión interna, lo que facilitaría el desarrollo a escala.

A pesar del bajo SRV, el ejecutivo se mostró optimista: “Si prorrateo la producción obtenida y le aplico el nivel de eficiencia que tenemos en Vaca Muerta, tendría un pozo competitivo”. En ese sentido, la experiencia se convierte en una combinación de aprendizaje empírico y conocimiento acumulado, con foco en interpretar mejor la geología y adaptar las técnicas de fractura a cada contexto.

El cambio que propone PAE

Para la compañía, la exploración en D-129 no es sólo un ensayo técnico, sino una muestra de una nueva actitud frente al subsuelo. “Yo desafío a los geólogos a que busquen más allá de lo ya hecho. A tomar ese leap of faith para decir ‘vamos a hacer un pozo horizontal en la D-129’”, lanzó Caretta, reflejando el espíritu innovador que impulsa este tipo de iniciativas.

Aunque todavía es temprano para hablar de desarrollo masivo, los primeros resultados permiten comenzar a entender los límites y posibilidades del shale en la Cuenca del Golfo San Jorge. “Esto es solo el principio. Hay que seguir estudiando, probando y ajustando. Pero si logramos aplicar todo lo aprendido en Vaca Muerta, podemos abrir una nueva frontera de producción en el país”, aseguró.

Reconversión en el Golfo San Jorge: “Los próximos 3 o 4 años serán clave”

La Cuenca del Golfo San Jorge atraviesa una coyuntura delicada pero también un momento de oportunidades. Así lo planteó Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants, al analizar el presente y futuro de la actividad hidrocarburífera en esta zona productiva clave de la Patagonia.

Según el consultor, tras la devaluación ocurrida en diciembre de 2023, el precio del petróleo cayó un 30% en dólares oficiales, mientras que los costos en esa misma moneda aumentaron un 50%. Este desfasaje impacta directamente en la rentabilidad del convencional, y obliga a pensar en un proceso de reconversión de largo plazo, con foco en los recursos no convencionales.

“La Cuenca del Golfo San Jorge es de clase mundial”, señaló Gerold en el marco del evento Energía Chubut 2050. Desde su descubrimiento, ha producido cerca de 1.800 millones de barriles equivalentes de petróleo, y actualmente grandes jugadores como PAE y CGC ya exploran formaciones de tight gas en la D-129. Incluso, PAE recientemente perforó un pozo con indicios de condensado y gas natural, lo que despertó comparaciones con Vaca Muerta.

“Bueno, ojalá lo sea”, opinó Gerold. “Para eso hay que recorrer parte del camino que se recorrió en Vaca Muerta. Los primeros pozos se hicieron en 2010. Quince años después, Vaca Muerta es una realidad. Lo mismo puede pasar acá, pero hace falta visión, acompañamiento y estabilidad”.

Condiciones necesarias

El especialista fue claro respecto a lo que se necesita para que este proceso no fracase. En primer lugar, considera fundamental que haya escala y certeza: “Estos proyectos se piensan para la década del 30. Lo más importante es tener la certeza de que durante los próximos 3 o 4 años las condiciones se van a mantener”.

En segundo lugar, reclamó compromiso de todos los actores involucrados: “Hay empresas de servicios que se fueron de la cuenca por la baja de actividad. Para los no convencionales se requiere equipamiento más complejo, y eso no va a venir si no hay una política clara. También es clave el acompañamiento sindical. No hay margen para fricciones: hay que trabajar y adaptarse”.

Gerold también destacó la ventaja que supone tener operadores con experiencia previa en la curva de aprendizaje del shale en Neuquén. “Los errores ya se cometieron. Ahora podemos capitalizar ese conocimiento”.

Incentivos, impuestos y exportación

El consultor reconoció los esfuerzos del gobierno provincial, que está reduciendo regalías e implementando incentivos para atraer inversión. “Está dando una visión de largo plazo”, dijo. Pero advirtió que el Estado Nacional también debe involucrarse con reformas que incluyan cambios en los impuestos al trabajo y en los derechos de exportación.

Además, resaltó que el petróleo pesado de la cuenca es clave para la producción de gasoil, el combustible más demandado del país. “Es innecesario pensar que esto no tiene futuro. Hay una demanda y hay potencial. El Estado tiene que jugar a favor, no en contra”, insistió.

Un sueño en el Golfo

Al ser consultado sobre qué mensaje daría a los actores del proceso, Gerold fue tajante: “Este es un sueño que no se puede permitir fracasar. La provincia, los sindicatos, las empresas, todos deben acompañar. Hay un camino constructivo por delante”.

La reconversión de la Cuenca del Golfo San Jorge no será instantánea. Pero si se logra mantener la estabilidad regulatoria, atraer inversión y garantizar acompañamiento político y sindical, el futuro puede parecerse al de Vaca Muerta. “Dependerá de lo que hagamos hoy”, afirmó.

PECOM ya perfora su 8 pozo en el clúster El Trébol – Escalante

PECOM se afianza en la Cuenca del Golfo San Jorge tras completar la toma de control de los clústers El Trébol- Escalante y Campamento Central – Cañadón Perdido. La operadora apuesta por la eficiencia operativa y una estructura liviana para sostener la competitividad en un marco de baja del precio del crudo.

La empresa del Grupo Pérez Companc retomó su rol como operadora en 2023, tras casi dos décadas enfocada exclusivamente en servicios. Desde entonces, no solo logró reposicionarse rápidamente en el mercado, sino que ya perfora el octavo pozo en el clúster El Trébol – Escalante.

Según Andrés Ponce, director de Upstream de PECOM, el rápido avance se explica en gran parte por el acompañamiento del Gobierno de Chubut y de los actores de la cuenca. “La verdad que habla mucho de cuán ágil se movió Chubut en relación al resto”, dijo durante una presentación ante inversores del sector.

En el marco del evento Energía Chubut 2050, la compañía tomó el control del clúster El Trébol – Escalante en noviembre y de Campamento Central – Cañadón Perdido en febrero. A los pocos meses ya estaba perforando, cumpliendo un plan “ajustado y ambicioso” que logró ejecutarse gracias a la articulación con las autoridades provinciales, sindicatos y proveedores regionales.

Precios bajos y costos en dólares

Tras el ingreso como operadora, PECOM enfrentó una nueva amenaza: la caída del precio internacional del crudo. De los 75 a 80 dólares por barril que anticipaban los analistas, el valor cayó incluso por debajo de los 60 dólares por efecto de tensiones geopolíticas como la guerra comercial entre China y Estados Unidos.

A eso se suma el impacto local del costo argentino en dólares. “Es muy importante. Atraviesa todos los sectores productivos”, apuntó Ponce. En ese marco, PECOM decidió redoblar su estrategia de eficiencia. “Hay que hacer el esfuerzo porque estos precios no van a rebotar rápidamente”, dijo, y proyectó una estabilidad baja para lo que resta de 2025 y principios de 2026.

La visión de PECOM

Ponce reveló que, al volver como operadora, PECOM diseñó su estructura “desde cero”, adoptando un modelo de “startup low cost”. Esto implicó mantener un overhead mínimo y líneas de decisión muy breves. “Son tres líneas en el organigrama del Upstream. Las decisiones son rápidas y las optimizaciones también”, explicó.

El objetivo es claro: garantizar la resiliencia de los activos con un modelo operativo liviano y adaptable. Para eso, la empresa también cuenta con el compromiso del resto del ecosistema productivo de la cuenca, desde los gremios hasta los entes provinciales, con quienes coordina estrategias para maximizar la eficiencia y reducir costos estructurales.

De cara a los próximos 18 a 24 meses, PECOM no espera un repunte significativo en el precio del barril. Por eso, la meta es blindar los activos actuales a escenarios de rentabilidad ajustada. “No vemos una expectativa de crecimiento de precios en los próximos meses”, dijo Ponce. “El esfuerzo tiene que ser compartido por todas las partes”.

YPF le puso fecha a la venta de Manantiales Behr, pero espera los resultados de la D-129

YPF continúa con su estrategia de convertirse en una compañía 100% no convencional. Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, anunció que la empresa buscará la aprobación del directorio para avanzar con la venta de Manantiales Behr, el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge.

La fecha del directorio ya tiene fecha: 12 de julio. Allí, los representantes de la compañía podrían aprobar la venta de una de las áreas más productivas del país.

El ejecutivo aseguró que es “el momento preciso” para que la petrolera estatal se desprenda del activo, que actualmente produce alrededor de 4.000 metros cúbicos diarios de petróleo.

En el marco del evento Energía Chubut 2050, Marín agradeció a las autoridades y trabajadores de Chubut, destacando el rol del gobernador Ignacio Torres, el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, y los gremios, quienes acompañaron el proceso de transición del clúster El Trébol – Escalante, vendido a Pecom en octubre de 2024.

“Para mí eran sentimientos encontrados”, reconoció Marín, recordando el momento en que el clúster pasó a manos de la compañía del Grupo Pérez Companc. “Les dije a los trabajadores: ‘Hoy quizás me quieran putear, pero el tiempo les va a demostrar que era lo mejor para YPF, la provincia y la Argentina’”. El CEO aseguró que, tras ver los resultados, “muchos en Chubut están convencidos de la decisión”.

La venta de Manantiales Behr marcaría el retiro de YPF de Chubut.

Una decisión de YPF

Según Marín, el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge y el último activo que le queda a la compañía en Chubut, el área tiene un gran futuro en recuperación terciaria, pero que ya no encaja en la estrategia de la compañía.

“YPF no puede continuar invirtiendo comparativamente con Vaca Muerta”, explicó. “Es el momento preciso para que ingrese una compañía mediana que pueda desarrollarlo. Nos quedaremos con una opción, pero no seremos los operadores principales”, subrayó.

El CEO mencionó que espera que el desarrollo de la formación D-129 tenga éxito en su gestión, por lo que destacó que YPF mantendrá una puerta abierta para cooperar en el futuro. También destacó el rol de Pan American Energy (PAE), otra de las petroleras que está invirtiendo fuertemente en el shale chubutense. “Ojalá les vaya bien, porque eso beneficia a toda la industria”, señaló.

Marín dejó en claro que YPF está redefiniendo su perfil: “A partir del año que viene, YPF será una compañía enfocada en no convencionales”, afirmó, en referencia al enorme potencial de Vaca Muerta.

El reclamo para que Nación elimine las retenciones al petróleo

Una de las premisas del acuerdo de paz social y competitividad que se firmó el fin de semana en Chubut es tomar impulso en el reclamo a Nación por la eliminación de los derechos de exportación que hoy afectan al petróleo producido en la Cuenca del Golfo San Jorge, pero también a las demás regiones productoras.

La medida, según el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, tiene como objetivo central preservar el empleo y sostener la actividad en un contexto de fuerte presión económica sobre el sector.

“Lo que firmamos es un acuerdo entre todos los sectores: empresas, sindicatos, municipios y provincia, para avanzar en medidas conjuntas que ayuden a incrementar la producción y preservar el trabajo en la cuenca. El reclamo por los derechos de exportación es clave en este momento”, señaló Ponce, en diálogo con Cadena Tiempo.

La principal preocupación es el impacto negativo del derecho de exportación del 8% que aplica Nación sobre el crudo. Este descuento no solo afecta a las operaciones de exportación, sino que también distorsiona el mercado interno.

“Ese 8% hace que el precio de exportación sea más bajo, y como consecuencia, los compradores locales también presionan hacia abajo los precios en el mercado interno. Termina afectando a toda la cadena”, explicó el funcionario.

La pelota del lado de Nación

El acuerdo firmado recientemente en la provincia tiene un carácter estratégico: aúna la voz de todos los involucrados en la producción hidrocarburífera regional para fortalecer el reclamo ante Nación. “La única manera de lograr cambios es avanzar en bloque, sin priorizar intereses particulares. Necesitamos decisiones federales que acompañen a la industria”, afirmó Ponce.

Aunque el foco está en Chubut, el reclamo también podría ser respaldado por otras provincias productoras. “Sabemos que cada cuenca tiene sus particularidades. Neuquén, por ejemplo, atraviesa otra realidad. Pero en el fondo, todos los reclamos son complementarios y hay intereses comunes. Podríamos lograr un acompañamiento de provincias vecinas”, agregó el ministro.

 

Impacto fiscal

Además del impacto económico sobre las empresas productoras, el derecho de exportación también representa una pérdida fiscal directa para las provincias. “Es importante remarcar que estos derechos no son coparticipables. Nación se queda con ese 8%, pero no devuelve nada a las provincias. Es una sustracción neta de recursos que debería destinarse a sostener la actividad local”, detalló Ponce.

El ministro enfatizó que el objetivo no es solo defender al sector empresario, sino a toda la cadena de valor, incluyendo a los trabajadores, proveedores y comunidades que dependen de la industria. “La producción petrolera mantiene miles de empleos directos e indirectos. Si se estabiliza la actividad ahora, cuando los precios internacionales mejoren, vamos a poder volver a incorporar personal y recuperar operaciones que se han reducido”, consideró.

Escenario favorable

A pesar de los desafíos locales, hay un factor que podría jugar a favor de la Cuenca del Golfo San Jorge: el renovado interés internacional por el crudo pesado que produce Chubut. “El crudo Escalante, que antes se pagaba 8 dólares por debajo del precio de referencia, hoy se vende incluso 1, 2 o hasta 3 dólares por encima del valor internacional”, explicó el funcionario.

Este fenómeno se debe a la reconfiguración del mercado global, tras la salida de importantes productores de crudo pesado como Venezuela y Rusia, por sanciones geopolíticas.

“Las refinerías del mundo necesitan una mezcla de crudos livianos y pesados. La sobreoferta de crudo liviano en Estados Unidos y la falta de pesados generó una alta demanda del tipo de crudo que produce nuestra cuenca, que además tiene bajo contenido de azufre”, destacó Ponce.

En este contexto, el ministro sostuvo que eliminar las retenciones a la exportación permitiría aprovechar plenamente esta ventana de oportunidad internacional.

“Tenemos un crudo demandado, con calidad, en un momento donde el mundo lo necesita. Pero si seguimos con esta carga fiscal distorsiva, no vamos a poder capitalizarlo. Necesitamos condiciones de competitividad reales para mantener la producción y el empleo en la región”, aseguró el titular de la cartera hidrocarburífera.

Crown Point habría cerrado la compra de un mítico bloque petrolero

El mapa de la Cuenca del Golfo San Jorge se reconfigura. Los grandes jugadores venden sus activos y nuevos players llegan a la mítica región de la actividad hidrocarburífera. Crown Point se prepara para desembarcar en la provincia del Chubut de la mano de un mítico yacimiento.

En diálogo con Cadena Tiempo, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, adelantó que la petrolera habría comprado los activos de Tecpetrol en la Cuenca del Golfo San Jorge y se espera que la próxima semana habría novedades al respecto.

“Ya está casi cerrado el deal, el trato entre las empresas. Entendemos que la semana próxima podría haber novedades, así que somos optimistas en que en el corto o mediano plazo puede reactivarse también la actividad en ese yacimiento (El Tordillo)”, subrayó el funcionario.

“La empresa que está a punto de cerrar el trato es Crown Point, que es una empresa que ya tiene operaciones en Santa Cruz, así que entiendo que las empresas estarían por firmar con las actuales concesionarias”, destacó.

Crown Point lleva a cabo un ambicioso plan en el convencional.

El papel en Santa Cruz

Hay que recordar que el año pasado la compañía adquirió los bloques Piedra Clavada y Koluel Kaike en Santa Cruz. Se espera que estas adquisiciones permitan alcanzar una producción de 4.500 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d).

El costo total de la compra de Piedra Clavada y Koluel Kaike se estima en 12 millones de dólares, de los cuales Crown Point ya ha desembolsado 2,4 millones de dólares. La empresa ha diseñado un esquema de pago en especie durante los próximos 15 años, utilizando la producción de estas áreas para cubrir el monto restante.

Además, la compañía se comprometió a invertir 41,5 millones de dólares hasta 2026 en estas áreas, que actualmente producen cerca de 3.250 boe/d.

La adquisición no solo incrementará la producción, sino que también mejorará el perfil de reservas de Crown Point. Al 31 de diciembre de 2023, la compañía contaba con reservas probadas de 3,8 millones de boe, lo que representaba 8,3 años de producción.

Con la incorporación de las áreas en Santa Cruz, las reservas aumentarían en aproximadamente 30 millones de barriles, lo que extendería el horizonte productivo a 20 años.

Con la adquisición de Piedra Clavada y Koluel Kaike, estas áreas representarán el 70% de la producción total de la empresa, que también tiene operaciones en las áreas de Chañares Herrados y Puesto Pozo Cercado Oriental en Mendoza, y en Río Cullen, Las Violetas y La Angostura en Tierra del Fuego.

Acerca de Crown Point

Las actividades de exploración y desarrollo de Crown Point están concentradas en Tierra del Fuego (Cuenca Austral), Santa Cruz (Cuenca del Golfo San Jorge) y Mendoza (Cuencas Neuquina y Cuyana).

La compañía indicó, a través de un comunicado, que su estrategia está basada en construir una cartera de activos productivos, introducir mejoras en la producción y aprovechar oportunidades de exploración para sentar las bases de su futuro crecimiento.