YPF logró la emisión de bonos más grande de una empresa argentina en 11 años

YPF volvió a probar el humor de los inversores internacionales y la respuesta fue contundente. La empresa de mayoría estatal cerró la colocación de un nuevo bono a 2035 por 1.200 millones de dólares, la emisión de deuda más grande lograda por una empresa del país en los últimos once años.

El título, con vencimiento a nueve años, salió con una tasa de interés de 7,55% y una tasa efectiva de 7,85%. El spread contra los bonos del Tesoro norteamericano, la medida que el mercado usa para calcular el riesgo YPF, quedó en 300 puntos básicos, el más bajo que consiguió la compañía en toda su historia.

El apetito por el papel superó ampliamente las expectativas. Durante dos días, ejecutivos de YPF se reunieron con más de 50 inversores internacionales en New York y terminaron recibiendo ofertas por hasta 2.200 millones de dólares, casi el doble de lo que finalmente colocaron.

La emisión contó con un pelotón de bancos internacionales como colocadores: BBVA, Itaú, J.P. Morgan, Santander y Balanz. En el plano local participaron Galicia, Macro, CMF, Cucchiara, Latin Securities, Cocos y Puente Hnos, según detalló la compañía en su comunicado de prensa.

YPF evalúa explorar el potencial no convencional de Chubut.

Para qué necesita la plata

El dinero recaudado no quedará ocioso. YPF planea usarlo para precancelar dos obligaciones negociables internacionales que vencen entre 2027 y 2029, corriendo hacia adelante el perfil de sus compromisos financieros y ganando algo de aire en el corto plazo.

El resto del monto se destinará a financiar el plan de crecimiento de la compañía, conocido puertas adentro como el Plan 4×4, que contempla inversiones en Vaca Muerta y en el desarrollo de gas y petróleo no convencional durante los próximos años.

Con esta operación, la petrolera logra estirar la vida promedio de su deuda, un objetivo que viene persiguiendo desde hace tiempo para despejar el calendario de vencimientos y no depender tanto de refinanciamientos apurados.

La recompra de deuda de YPF

Asimismo, la compañía informó a la Comisión Nacional de Valores otra decisión ligada a su estrategia de manejo de pasivos. La compañía resolvió subir el precio máximo de compra de sus ofertas de recompra en efectivo, anunciadas el 7 de septiembre.

El monto pasó de 500 millones de dólares a 1.000 millones de dólares en conjunto, duplicando el techo original. Las condiciones de las ofertas de compra no sufrieron otros cambios, según el comunicado firmado por el responsable de Relaciones con el Mercado de la empresa.

Quienes ya habían presentado sus Obligaciones Negociables para la recompra no necesitan hacer ningún trámite adicional. Las condiciones completas figuran en el documento de oferta publicado el 7 de septiembre en la Autopista de Información Financiera de la CNV.

PCR canceló de forma anticipada una deuda de U$S 62,8 millones por el Parque Eólico del Bicentenario

Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) informó este martes a la Comisión Nacional de Valores que su subsidiaria PEBSA saldó, de manera anticipada y voluntaria, todo el saldo de capital que aún debía por el financiamiento del Parque Eólico del Bicentenario. La operación se concretó el 18 de agosto.

El monto cancelado ascendió a U$S 62,8 millones, una cifra que representaba lo que quedaba pendiente de un crédito mucho más grande, otorgado en 2018 para construir y poner en marcha el parque eólico ubicado en la provincia de Santa Cruz. El proyecto tiene una potencia instalada de casi 126 MW.

Ese financiamiento original había sido de U$S 108 millones, con un plazo de repago de hasta quince años. Lo prestaron cuatro entidades: la Inter-American Investment Corporation, que además actuó como agente del Inter-American Development Bank, y el banco alemán KFW junto con la agencia de crédito danesa EKF.

De dónde salió la plata para pagar

La empresa no usó caja propia del proyecto para cancelar la deuda. El dinero llegó a través de préstamos otorgados por partes relacionadas: la propia PCR y Luz de Tres Picos, otra compañía del mismo grupo económico dedicada también a energía.

Esos préstamos, a su vez, tienen un origen puntual y reciente. Salieron de la emisión internacional de Obligaciones Negociables Clase 1, que PCR y Luz de Tres Picos co-emitieron el 28 de julio de este año en los mercados de deuda.

El destino de esos fondos ya estaba anticipado en el Suplemento de Prospecto publicado el 13 de julio, donde la compañía había detallado que parte de lo recaudado se aplicaría justamente a refinanciar pasivos del grupo. La precancelación del crédito eólico confirma ese plan original.

Con un plazo de repago de hasta nueve años, esta inversión estratégica busca potenciar la infraestructura de energía renovable en la provincia de Buenos Aires.

Qué pasa ahora con las garantías del proyecto

Con la deuda saldada por completo, el siguiente paso administrativo tiene que ver con las garantías que PEBSA había constituido en 2018 a favor de los acreedores internacionales, habituales en este tipo de financiamientos de proyecto de infraestructura energética.

Según el comunicado firmado por Juan I. Giglio, responsable de Relaciones con el Mercado de PCR, esas garantías se liberarán en el transcurso de las próximas semanas, una vez que los bancos y agencias involucradas completen los trámites correspondientes tras el pago total.

El parque eólico, parte de una estrategia más amplia

El Parque Eólico del Bicentenario forma parte de la apuesta de PCR por diversificar su matriz de negocios hacia las energías renovables, un sector donde el grupo viene sumando activos en la Patagonia desde hace varios años.

La empresa ya había informado hechos relevantes vinculados a este mismo financiamiento en 2016, 2017, 2018 y 2020, lo que muestra el seguimiento constante que exige este tipo de operaciones de project finance ante el organismo regulador.

Con esta precancelación, PCR reduce su exposición a deuda en moneda extranjera con organismos multilaterales y consolida el rol de las Obligaciones Negociables como principal herramienta de financiamiento corporativo del grupo durante 2026.

Crown Point deja Tierra del Fuego y apuesta a perforar cinco pozos en Chubut

Crown Point Energía S.A. dejó de operar en Tierra del Fuego. El 18 de agosto, junto a sus socios de la unión transitoria, la compañía firmó con la provincia el acuerdo de liquidación final y reversión de las áreas Río Cullen, Las Violetas y La Angostura, donde tenía el 48,3275% de participación. Así fue comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

Las concesiones llegaron al final del plazo pactado hace décadas. Según informó Crown Point, Roch S.A., Desarrollos Petroleros y Ganaderos S.A. y Secra S.A., los otros integrantes de la UT, acompañaron el mismo proceso de cierre ordenado.

“Se trata de la culminación natural de un ciclo contractual que se desarrolló según lo previsto”, señaló un vocero de la empresa, que remarcó el trabajo conjunto con la provincia para garantizar que la salida se hiciera en un todo de acuerdo con los términos convenidos.

Chubut, el nuevo centro de gravedad

Con Tierra del Fuego fuera del mapa, la estrategia de Crown Point pasa por dos provincias: Chubut y Santa Cruz. Ahí están hoy sus activos más rentables, sobre todo tras la compra de las concesiones de El Tordillo y La Tapera-Puesto Quiroga, que la compañía opera desde diciembre de 2025.

Los datos de la presentación de resultados del segundo trimestre analizados por eolomedia muestran que el plan de la compañía para este semestre es una campaña de perforación de cinco pozos en El Tordillo, con una inversión estimada de 21,6 millones de dólares solo para esa tarea. A eso se suman otros 8,9 millones de dólares para reparaciones, mejoras de instalaciones y abandono de pozos en la misma zona.

En total, la compañía prevé desembolsar 30,5 millones de dólares en las concesiones de Chubut durante el año, dentro de un presupuesto de capital global de 53,5 millones de dólares para todas sus operaciones en el país.

Crown Point está a punto de cerrar la compra de El Tordillo.

La apuesta de Crown Point

La decisión de resignar Tierra del Fuego y volcarse a Chubut tiene respaldo en los resultados del segundo trimestre. La producción llegó a 776.308 BOEs, un 95% más que un año atrás, impulsada casi por completo por los nuevos campos chubutenses.

El resultado neto también dio vuelta la página: la empresa pasó de una pérdida de $6.320 millones en el segundo trimestre de 2025 a una ganancia de $13.112,7 millones en el mismo período de este año, con el petróleo recibido a 90,24 dólares el barril.

Los ingresos del trimestre treparon a $32.484,9 millones, contra un resultado negativo de $2.955,7 millones un año antes. El salto se explica, otra vez, por los volúmenes que aportan las concesiones adquiridas en Chubut a fines de 2025.

Santa Cruz no queda afuera del plan

El otro foco de inversión es Santa Cruz, donde Crown Point opera al 100% las concesiones de Piedra Clavada y Koluel Kaike. Ahí la empresa proyecta una campaña de tres pozos, con un presupuesto de 7,8 millones de dólares, más 3,8 millones de dólares en reparaciones y mejoras.

En conjunto, Chubut y Santa Cruz absorben más del 95% del capex previsto para 2026. Las concesiones de Mendoza y la extensión de los contratos en Tierra del Fuego que aún quedan vigentes reciben una porción marginal del presupuesto anual.

Durante el primer semestre, la compañía ya había ejecutado 7,3 millones de dólares en Chubut y 2,1 millones de dólares en Santa Cruz, según el propio reporte financiero presentado ante la Comisión Nacional de Valores.

PCR prevé perforar cinco pozos en Llancanelo

Mendoza ocupa un lugar relevante en el plan de desarrollo de PCR. La compañía prevé ejecutar una campaña de cinco pozos en Llancanelo durante 2026, según informó en su presentación ante la Comisión Nacional de Valores (CNV). El programa se apoya en una producción creciente y en reservas que todavía ofrecen margen para avanzar.

Las áreas Llancanelo y Llancanelo R producen actualmente alrededor de 1.835 barriles de petróleo por día y, al cierre de 2025, acumulaban reservas por 3.415.367 barriles. Para PCR, además, se trata de bloques con oportunidades de desarrollo y exploración, una condición que sostiene la decisión de avanzar con nuevas perforaciones.

El dato que acompaña el anuncio es la evolución reciente del área. Durante el primer semestre de 2026, Llancanelo produjo 54.508 m3 de petróleo, un volumen que representó un incremento del 29,23% frente al mismo período del año anterior. La compañía también realizó trabajos sobre pozos existentes para intentar sostener y mejorar el nivel productivo.

Una campaña que busca sostener el crecimiento

Durante los primeros seis meses del año, PCR realizó tres nuevas perforaciones en Llancanelo, de acuerdo con la información presentada ante la CNV. La empresa contempla completar la campaña con otros pozos dentro del programa previsto para 2026, en una de las áreas mendocinas donde consiguió mostrar una mejora productiva.

Además de las perforaciones, durante el semestre se realizaron dos reparaciones en pozos de Llancanelo con el objetivo específico de incrementar la producción de petróleo. El esquema combina así nuevos pozos con intervenciones sobre la infraestructura existente, una estrategia que permite buscar barriles adicionales sin depender exclusivamente de la perforación.

El movimiento en Llancanelo contrasta con otras áreas de Mendoza donde la actividad fue más limitada. En El Sosneado, por ejemplo, PCR acumuló una producción de 14.570 m3 de petróleo hasta junio, un 28,19% menos que un año antes, y no registró nuevas perforaciones durante el primer semestre.

PCR recibió un financiamiento importante por parte del mercado.

Malargüe concentra parte de la apuesta

En la zona de Malargüe, PCR también avanzó con actividad sobre otros bloques. Al cierre de junio, la producción petrolera acumulada alcanzó 11.133 m3, un 40% menos interanual. Dentro de ese conjunto, Puesto Rojas registró una nueva perforación y además recibió una mejora extractiva en uno de sus pozos.

La compañía informó que esa intervención en Puesto Rojas permitió obtener un aumento de reservas. El área acumuló una producción de 6.744 m3, mientras que La Brea aportó 1.100 m3 y Cerro Mollar Oeste alcanzó 3.289 m3. Cerro Alquitrán-La Paloma, en tanto, continuó sin registrar producción.

El programa de PCR en Mendoza se desarrolla mientras la producción total de la compañía en Argentina muestra una baja. A junio de 2026, su participación petrolera alcanzó 1.296.987 barriles, un 10,45% menos que en igual período de 2025. En gas, la participación fue de 47.662.126 m3, con una caída interanual del 19,20%.

Las prioridades de PCR

La situación es diferente en La Pampa, donde PCR decidió no perforar nuevos pozos después del vencimiento de la concesión de El Medanito. Según la presentación, la compañía considera antieconómica la continuidad de nuevas perforaciones y comenzó con los abandonos temporarios y definitivos acordados con la provincia.

El proceso contempla 137 pozos y marca un cambio en la estrategia de la empresa en esa provincia. Durante el primer semestre no hubo nuevas perforaciones allí. En El Medanito, la producción petrolera acumulada llegó a 70.631 m3, un 15,48% menos interanual, mientras que el gas cayó 22,74%.

Tango Energy se asocia con URSA para explorar el shale de Mendoza

Tango Energy S.A. informó a la Comisión Nacional de Valores un acuerdo que cambia el mapa de Payún Oeste, su área en la provincia de Mendoza. La Asamblea General Extraordinaria de Accionistas aprobó ceder derechos sobre los recursos hidrocarburíferos no convencionales del yacimiento.

La operación tiene un solo destinatario: Unconventional Resources S.A., identificada como URSA en la comunicación oficial. La compañía recibirá los derechos económicos vinculados a la exploración y el eventual desarrollo del área, siempre dentro del segmento no convencional.

En cambio, Tango Energy retiene todo lo relacionado con la explotación convencional de Payún Oeste. La empresa fue clara en su presentación: no cede ni un derecho ni un interés sobre esa porción del negocio, que sigue bajo su control exclusivo.

Quién pone la plata

El punto que más interesa al mercado es el financiero. Según el propio texto, será URSA quien financie el eventual desarrollo no convencional, sin que Tango Energy asuma obligaciones de pago o repago por esas inversiones futuras.

Eso no significa que Tango Energy quede afuera del negocio. La compañía se queda con una participación económica en los resultados del desarrollo no convencional, además de un rol operativo que no piensa resignar en ningún escenario.

Tango seguirá siendo el operador de las actividades que eventualmente se aprueben en el área. Por esa función cobrará una retribución fijada según condiciones de mercado, tal como se detalla en la documentación firmada entre ambas partes.

Tango Energy presentó su primer balance.

 

Todavía falta letra chica

La aprobación de la asamblea no cierra el capítulo. El propio comunicado aclara que esta decisión no implica la aprobación de un programa de desarrollo definitivo para el área no convencional de Payún Oeste.

Tampoco hay, por ahora, compromisos específicos de inversión asumidos por Tango Energy. Esas definiciones quedarán sujetas a las decisiones corporativas, regulatorias y comerciales que se vayan tomando en cada etapa del proyecto.

La empresa remarcó que se trata de un marco contractual, no de un plan cerrado. Recién con los próximos pasos —si se concretan— quedará claro el alcance real de la inversión en el área mendocina.

La compañía se comprometió a mantener informado al mercado sobre cualquier hecho posterior vinculado a esta operación, conforme lo exige la normativa vigente de la CNV para este tipo de acuerdos.

YPF vendió dos clústers en Mendoza por U$S 405 millones y PECOM volvió a quedarse con una parte

YPF notificó a la CNV dos operaciones el mismo día. La empresa de mayoría estratal vendió participaciones en siete concesiones mendocinas por una suma que ronda los 405 millones de dólares, sin contar el ajuste de precio al cierre.

La primera venta es el clúster Chachahuén, integrado por el 70% de las concesiones Chachahuén Sur y Cerro Morado Este, y el 100% de Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra, del lado mendocino. Ahí se metieron Energía Mendocina S.A. y Compañía Andina de Petróleo y Gas S.A.

La letra chica del comunicado detalla cómo se reparten esas cuatro concesiones entre los dos compradores: en Chachahuén Sur y Cerro Morado Este, 40% queda para Compañía Andina y 30% para Energía Mendocina. En Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra, la división es 50 y 50 entre ambas firmas.

La producción detrás de Chachahuén

Durante el segundo trimestre de este año, la porción de YPF en Chachahuén produjo cerca de 10.000 barriles diarios de petróleo y 0,03 millones de metros cúbicos por día de gas natural. Son los números que la compañía usó para justificar el valor de la operación ante el regulador.

El precio acordado fue de 200 millones de dólares, con fecha efectiva al 1 de junio de 2026. Igual que en cualquier venta de este tipo, todavía falta que se cumplan las condiciones precedentes habituales, y al monto final habrá que sumarle el IVA y el ajuste de precio que corresponda al cierre.

La cesión no fue solo de las concesiones: el comunicado aclara que también se transfirieron los ductos y el stock de materiales que estaban en los almacenes asociados a esos activos. Es un detalle que suele pasar desapercibido, pero que en operaciones de este tamaño representa infraestructura real y logística ya instalada.

Mendoza reconfigura su mapa petrolero.

Mendoza No Operado, la segunda pata de la venta

La otra operación tiene un nombre que empieza a sonar conocido en el sector: San Benito Upstream S.A.U. se quedó con el clúster Mendoza No Operado, que incluye el 30,01% de la concesión CNQ-7 Gobernador Ayala y el 50% de CNQ-7A y Jagüel Casa de Piedra, entre Mendoza y La Pampa.

Ese paquete de activos, donde YPF nunca fue operador, produjo durante el segundo trimestre unos 7.000 barriles diarios de petróleo y 0,04 millones de metros cúbicos por día de gas. El precio pactado ascendió a 205 millones de dólares, con fecha efectiva retroactiva al 1 de enero de 2026.

Al igual que en Chachahuén, la transacción incluyó la cesión de ductos y de los materiales almacenados en los activos vendidos, y quedó sujeta a las mismas condiciones precedentes habituales. También aquí corresponde adicionar el IVA y el eventual ajuste de precio al momento del cierre definitivo.

Quién es San Benito, la mano derecha de PECOM

San Benito Upstream es la sociedad relacionada con la que PECOM, la petrolera del grupo Pérez Companc, viene armando buena parte de sus compras desde que decidió volver al negocio de la producción de crudo convencional.

Meses atrás, ese mismo consorcio ya había protagonizado una de las operaciones más comentadas del año: la compra de Manantiales Behr, el mítico bloque chubutense que YPF operaba y que terminó pasando a manos de PECOM Servicios Energía y San Benito Upstream por unos 410 millones de dólares.

Con ese antecedente fresco, la aparición de San Benito en Mendoza no sorprende demasiado a quienes siguen de cerca al sector. El patrón se repite: YPF se desprende, San Benito compra, y el grupo Pérez Companc suma barriles a un portafolio convencional que crece a un ritmo que pocos anticipaban hace un año.

Las dos ventas de Mendoza se enmarcan en lo que la compañía llama Plan 4×4, la estrategia con la que viene achicando su presencia en campos convencionales para concentrar plata e ingeniería en Vaca Muerta. El propio comunicado lo dice sin vueltas: el objetivo es maximizar el valor para la compañía, sus accionistas e inversores.

Oldelval sufrió un ciberataque, pero garantizó el transporte de crudo de Vaca Muerta

La principal red de transporte de crudo de Vaca Muerta fue blanco de un ciberataque, aunque el incidente no afectó la operación del sistema. Oldelval confirmó ante la Comisión Nacional de Valores (CNV) que detectó una vulneración en sus sistemas administrativos y activó de inmediato sus protocolos de respuesta para contener la situación.

La comunicación fue enviada por el responsable de Relaciones con el Mercado de la compañía, Martín Castaño, quien informó la existencia de un “incidente de seguridad informática”. Al mismo tiempo, la empresa aclaró que el ataque no tuvo impacto sobre el transporte de petróleo y que el servicio continuó funcionando con normalidad.

La operación de Oldelval siguió desarrollándose sin interrupciones. Los sistemas industriales encargados de controlar el bombeo de crudo permanecieron aislados del incidente, lo que permitió sostener el flujo de producción desde la Cuenca Neuquina hacia los principales centros de despacho y refinación.

Oldelval ya trabaja en el proyecto Duplicar X y Norte.

El bombeo de petróleo continuó con normalidad

El incidente quedó circunscripto al entorno administrativo de la empresa. Según informó Oldelval, los sistemas operativos de campo, incluidos los utilizados para supervisar y controlar el transporte del petróleo, no fueron comprometidos durante el ataque.

De esta manera, los miles de barriles que cada día salen de Vaca Muerta rumbo a Puerto Rosales y a la refinería de YPF en Luján de Cuyo continuaron su recorrido habitual. La empresa remarcó ante la CNV que el episodio transcurrió “sin impacto ni interrupción del servicio en la operación de transporte”.

El dato no es menor para la industria. Oldelval transporta cerca del 75% del crudo de Vaca Muerta y aproximadamente la mitad del petróleo producido en la Argentina. Cualquier inconveniente en su sistema troncal tendría consecuencias inmediatas sobre la logística de evacuación de la producción neuquina.

Oldelval avanza con el proyecto Duplicar Norte.

Oldelval, la clave del transporte de shale oil

La compañía atraviesa uno de los períodos de mayor expansión de su historia. Tras finalizar el Proyecto Duplicar, que amplió la capacidad de transporte hacia el Atlántico, avanza ahora con Duplicar Norte, una obra que incorpora un nuevo ducto troncal de 24 pulgadas y 207 kilómetros entre las estaciones de bombeo Auca Mahuida y Allen.

Ese proyecto busca acompañar el crecimiento sostenido de la producción de Vaca Muerta, que continúa incrementando los volúmenes de petróleo disponibles para exportación y abastecimiento del mercado interno. La ampliación de la infraestructura es considerada uno de los pilares para sostener ese desarrollo.

Mientras tanto, Oldelval informó que logró restablecer por completo su entorno administrativo corporativo. El personal retomó sus actividades habituales y la empresa concentró sus esfuerzos en la investigación técnica y forense para determinar el origen, el alcance y las características del ciberataque.

Liminar Energía S.A se consolida como principal accionista de Crown Point

Crown Point Energía S.A. anunció a la Comisión Nacional de Valores (CNV) una modificación en la composición accionaria de su controlante, Crown Point Energy S.A: la empresa argentina Liminar Energía SA pasó a detentar el 91,04% del capital accionario, en tanto que el 8,96% restante corresponde a accionistas que operan en la bolsa de Toronto Stock Exchange Venture.

En línea con los planes de inversión previstos y la apuesta por la expansión local, Liminar Energía SA, compañía liderada por Pablo Peralta, uno de los principales accionistas del Grupo ST y de Prestige Auto (Mercedes-Benz Argentina), ejerció casi la totalidad (99,28%) de una oferta para comprar nuevas acciones ordinarias de Crown Point Energy Inc. El resultado obtenido lo posiciona como principal accionista de la empresa que controla a Crown Point Energía en Argentina.

Desde la compañía detallan que la operación permitió a Crown Point Energía S.A. recaudar 30 millones de dólares que utilizó para cancelar un préstamo otorgado por Liminar a fines de 2025 para financiar parte de la compra de las concesiones El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, en la Cuenca del Golfo San Jorge, a unos 40 kilómetros al oeste de Comodoro Rivadavia.

Crown Point Energía actualmente opera en tres de las cuencas productoras más grandes del país: la Austral, la Neuquina y la del Golfo San Jorge.

Se reactiva El Tordillo

Tal como viene informando eolomedia, Crown Point comenzó a reactivar El Tordillo con la activación de un pulling y un workover. Asimismo, el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut destacó que la compañía se comprometió a subir un perforador el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Cronw Point tiene un compromiso con el sindicato de sacar un perforador en este segundo semestre, que va a tener una campaña importante de pozos. Por lo tanto, el compromiso está para que salga el perforador”, afirmó Jorge Ávila, secretario general del gremio de petroleros convencionales.

PCR invertirá U$S 69 millones para extender su operación en la Amazonia ecuatoriana

Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) comunicó este martes a la Comisión Nacional de Valores un hecho relevante que no pasó desapercibido entre sus accionistas: su subsidiaria ecuatoriana firmó una modificación contractual que asegura la continuidad de la empresa en el país vecino hasta el año 2037. La noticia llegó con el formato protocolar de siempre, pero atrás hay una apuesta fuerte por los hidrocarburos en la Amazonía.

El texto enviado a la CNV detalla que PCR-Ecuador S.A. suscribió el 16 de julio pasado con el Ministerio de Energía y Minas de ese país el Contrato Modificatorio Número 5, vinculado a la explotación del Bloque Pindo, ubicado en plena región amazónica ecuatoriana, uno de los activos históricos de la compañía.

No es un dato menor: se trata de una extensión de plazo que, según el propio documento societario, vencerá recién el 31 de diciembre de 2037. Para una petrolera argentina con más de dos décadas operando en Ecuador, asegurarse más de una década adicional de producción cambia bastante el horizonte de planificación.

La concesión del bloque Medanito sigue sin resolverse. Fin de una era petrolera en La Pampa: PCR entrega El Medanito y Ribeiro SRL toma el relevo transitorio

Los números del acuerdo

La compañía se comprometió a desembolsar inversiones adicionales por más de US$ 69 millones, según consta en la presentación ante el organismo regulador. Ese dinero se destinará a nuevas perforaciones y a modernizar infraestructura existente en un bloque que ya lleva años en producción, algo que en la jerga del sector se conoce como desarrollo incremental.

Con ese dinero, PCR proyecta perforar tres pozos exploratorios y cuatro pozos de desarrollo entre 2026 y 2037. La meta declarada es alcanzar una producción acumulada de 9,39 millones de barriles de crudo en ese período, un volumen considerable para un bloque que ya tiene décadas de explotación encima.

Además, se fijó una nueva tarifa unificada de 34,19 dólares por barril, que empezará a regir recién cuando el contrato entre formalmente en vigencia. Ese paso, aclara PCR en su comunicado, depende de la inscripción del acuerdo en el Registro de Hidrocarburos de Ecuador, trámite que se espera cerrar durante este mismo mes.

La producción de petróleo alcanzó un hito histórico en 20 años.

Qué gana Ecuador con este acuerdo

Del lado ecuatoriano, el gobierno de Daniel Noboa también salió a hacer su propio anuncio, y con números más auspiciosos todavía: el Ministerio de Ambiente y Energía calculó que la extensión le generará al Estado ingresos adicionales por unos US$ 276 millones, equivalentes al 91% de la renta petrolera que produce el bloque.

El ministro Juan Carlos Blum encabezó la firma y habló de un proceso que incluyó jornadas técnicas, económicas, legales y socioambientales, con el objetivo declarado de dar previsibilidad jurídica a un contrato que, de otro modo, iba a vencer en diciembre de 2027, según había anticipado la propia empresa meses atrás.

De hecho, en octubre pasado un ejecutivo de PCR ya había adelantado en Quito que la compañía negociaba justamente esta ampliación, con una cifra de inversión algo menor a la finalmente pactada. La diferencia entre lo negociado entonces y lo firmado ahora ronda apenas un par de millones de dólares.

PCR seguirá explorando el potencial petrolero de la Amazonía.

PCR, un jugador que crece en la región

PCR no llegó a Ecuador ayer: opera en la Cuenca Oriente desde 1999, y además del Bloque Pindo maneja otras áreas como Sahíno, Arazá Este, Saywa y VHR Este, adjudicadas en rondas petroleras recientes. En conjunto, la empresa calcula que podría sumar unos 90 millones de barriles de reservas al país en los próximos años.

Ecuador, con una producción cercana a los 500.000 barriles diarios, es hoy el quinto productor petrolero de Sudamérica, apenas por debajo de Colombia. Para una compañía argentina, sostener y ampliar operaciones ahí no es un dato menor en un contexto regional donde varios países compiten por atraer inversión en exploración.

En paralelo, PCR mantiene sus operaciones convencionales en la Argentina, con más de diez áreas y 350 pozos productores.

Capex acelera en Río Negro y va por el control total del área Puesto Zuñiga

Capex volvió a mover fichas en el tablero upstream con un anuncio que envió a la Comisión Nacional de Valores (CNV). La compañía informó un acuerdo para ampliar su participación en el área Puesto Zuñiga, en la provincia de Río Negro.

El comunicado confirma que la empresa cerró un entendimiento con Empresa de Desarrollo Hidrocarburífero Provincial S.A. para adquirir el 10% que la firma provincial posee en la concesión. De concretarse la operación, Capex consolidará el 100% del bloque.

La transacción, sin embargo, aún no está completamente cerrada. El perfeccionamiento depende de la aprobación del Poder Ejecutivo de Río Negro y su posterior publicación en el Boletín Oficial.

Capex busca consolidar el control total del área

En términos contractuales, la compañía asumirá el pago de un aporte de producción (overriding royalty) a EDHIPSA como parte del acuerdo. Este esquema establece un 1,2% del volumen total de hidrocarburos durante los primeros cinco años, que luego escalará al 2,5% hasta el vencimiento de la concesión.

El plazo para cumplir la condición suspensiva es de hasta 180 días corridos, con posibilidad de extensión si ambas partes lo acuerdan. Este tipo de cláusulas es habitual en operaciones hidrocarburíferas donde intervienen activos provinciales y requieren validación política y administrativa.

Los números detrás de Puesto Zuñiga

Los estados financieros al 31 de enero de 2026 muestran que el área forma parte de una unión transitoria (UT) entre Capex y EDHIPSA, con activos relevantes dentro del portafolio de la empresa. En ese esquema, el bloque registra un activo total de más de $80.396 millones, entre corrientes y no corrientes.

En términos operativos, los costos de producción asociados al área alcanzaron los $3.838 millones en los primeros nueve meses del ejercicio. Si bien la compañía no detalla niveles de producción en barriles o metros cúbicos, sí destaca la importancia de sus reservas dentro del negocio global.

El bloque integra un conjunto de activos en Río Negro junto con Loma Negra y La Yesera, que exhiben un valor de origen cercano a los $268.015 millones. Tras descontar la depreciación acumulada, el valor residual neto se ubica en torno a los $125.124 millones.

Un activo estratégico con horizonte de largo plazo

La concesión de Puesto Zuñiga tiene vigencia hasta 2047, bajo el marco del Decreto Provincial N° 71/22. Este horizonte de largo plazo convierte al área en un activo clave dentro de la estrategia de Capex, especialmente en un contexto donde las compañías buscan maximizar eficiencia en campos maduros.

Además, el área forma parte del proceso de expansión que la compañía inició en 2017, cuando decidió fortalecer su presencia en el segmento de exploración y producción mediante la adquisición de concesiones en zonas estratégicas del país.

Relación operativa y flujo de fondos

La interacción entre Capex y la UT generó movimientos relevantes. La empresa registró ingresos por servicios de operación y dirección por más de $1.450 millones, además de cargos administrativos indirectos.

En paralelo, realizó aportes por más de $5.188 millones, mientras que recibió distribuciones por cerca de $979 millones. Estos flujos reflejan la dinámica financiera típica de este tipo de estructuras asociativas en el sector hidrocarburífero.

Asimismo, la compañía mantiene saldos a cobrar vinculados a la operación por unos 11,5 millones de dólares, lo que evidencia la escala económica del activo y su impacto en el balance consolidado.