Petroleros de Chubut y Santa Cruz advierten que podrían avanzar con medidas de fuerzas de forma conjunta

No son momentos fáciles para la Cuenca del Golfo San Jorge. La región sufre la reestructuración de la industria petrolera y el panorama se vuelve cada vez más difícil con un ecosistema productivo debilitado y la falta de respuestas políticas. Ese combo se traduce directamente en la impaciencia de los trabajadores petroleros.

En este marco, los titulares de los Sindicatos de Petroleros Privados de Chubut y Santa Cruz, Jorge Ávila y Rafael Guenchenen, respectivamente, se reunieron para coordinar respuestas ante la crisis del sector petrolero y advirtieron con avanzar con medidas de fuerza en toda la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Si no hay soluciones a corto plazo para los trabajadores, avanzaremos con un plan de lucha en la región. Como vengo diciendo en las últimas semanas, basta. Se agotaron los plazos y las excusas. Es tiempo de exigir que se cumplan los compromisos de inversión asumidos entre las operadoras petroleras y el gobierno provincial. Son acuerdos firmados que todavía no se traducen en resultados”, consideró Rafael Guenchenen mediante un comunicado oficial.

El impuesto a las Ganancias sigue preocupando a los gremios petroleros.

Guerra fría entre Vidal y Guenchenen

Las diferencias entre el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y el titular del gremio de petroleros privados son cada vez más evidentes. Guenchenen ponderó que la asamblea en Pico Truncado fue “una muestra clara de acompañamiento, organización y decisión de los trabajadores petroleros frente a la situación que atraviesa la actividad hidrocarburífera”.

El dirigente gremial afirmó que las operadoras petroleras no cumplen con los planes de inversión presentados al Gobierno de Santa Cruz y puso como ejemplo el proyecto piloto en Sur Río Deseado Este que “no cuenta con definiciones ni avances”. La iniciativa fue presentada por Claudio Vidal y la canadiense SurCana Energy, en asociación con Alianza Petrolera Argentina.

“La inversión de esta etapa exploratoria supera los 20 millones de dólares, con proyección de escalamiento según los resultados. Se trata de reactivar un yacimiento inactivo. El desarrollo del Macizo del Deseado no puede seguir en estado declarativo; tiene que traducirse en actividad real y en una nueva base productiva para la provincia. Es momento de pasar a la ejecución”, apuntó.

Sin respuestas en Santa Cruz

Guenchenen también cuestionó que Crown Point prometió invertir 41,5 millones de dólares entre 2024 y 2026 en producción de petróleo y gas. A eso se sumaba un programa contingente con perforación de pozos y otras tareas por 90,8 millones de dólares adicionales, pero criticó que “ese nivel de actividad no se materializó”.

También manifestó que Pan American Energy (PAE) comunicó que iba a sostener su operación en Cerro Dragón con un plan cercano a los 90 millones de dólares, incluyendo pozos de desarrollo, intervenciones y un pozo exploratorio en Meseta Cerón Chico. “Hoy esa escala de inversión y actividad no se verifica en los yacimientos petroleros. Tampoco avanzó la exploración en los términos anunciados”, aseguró.

Los trabajadores petroleros de Santa Cruz en alerta.

Inversiones sin hacerse realidad

Asimismo, el titular de Petroleros Privados de Santa Cruz apuntó contra las operadoras que se hicieron cargo de las áreas que vendió YPF. “Se comprometieron inversiones por más de 1.259 millones de dólares, con perforaciones anuales, workover y tareas de pulling. El objetivo era incrementar la producción de petróleo en un 25%, pero ese nivel de actividad no aparece”.

“Por eso volvemos a plantear lo mismo desde hace meses. Necesitamos los planes de inversión, los programas de perforación, el plan de abandono y remediación de YPF y mayor presencia del Ministerio de Energía y Minería. También se requieren autoridades de control más activas”, agregó el dirigente sindical.

“Los datos de producción muestran con claridad lo que está pasando. En 2023 la producción diaria era de 129.000 metros cúbicos, pero al cierre de 2025 cayó a 117.000 m3. Son 12.000 m3 menos, una caída equivalente a una cuenca mediana. La tendencia dejó de ser gradual y pasó a ser abrupta”, aseveró.

“Esto ocurre con precios internacionales altos y con un esquema nacional que mejora la ecuación económica del petróleo. Con estos números no hay recuperación sin un aumento inmediato de la actividad”, destacó.

Petroleros en alerta

En este sentido, Guenchenen advirtió que “si las operadoras petroleras no están en condiciones de cumplir y reactivar la actividad en los yacimientos, tienen que dar un paso al costado. Nadie las obligó a venir”.

“Las puertas de Ramón Santos están abiertas para quienes quieran invertir en petróleo y gas. Y para los que vienen a aprovecharse, sin invertir ni comprometerse, también están abiertas”, subrayó.

“Las operadoras no recibieron áreas vacías. Recibieron yacimientos en producción, con equipos activos y una estructura sostenida por los trabajadores petroleros. Ese esfuerzo no va a ser unilateral y se terminó la paciencia”, cuestionó.

Además, el dirigente gremial exigió la inmediata apertura de paritarias petroleras. “No se puede hablar de reactivación del sector sin discutir salarios y condiciones laborales. La recomposición tiene que estar a la altura de la realidad que atraviesan los trabajadores”, concluyó.

Las dudas detrás del plan de Crown Point en Chubut

Crown Point Energy avanza con su plan de inversiones en Chubut tras la adquisición de activos clave, pero el contexto financiero de la compañía abre interrogantes sobre la viabilidad de su estrategia. La apuesta por campos maduros implica desafíos técnicos y económicos en un escenario donde la eficiencia será determinante.

La empresa concretó en 2025 la compra de participaciones en las concesiones El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, consolidando su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge. A partir de esta operación, delineó un programa de desarrollo orientado a incrementar la producción y mejorar la performance de los yacimientos.

Un plan ambicioso con foco en Chubut

Para este año, Crown Point proyecta un gasto de capital cercano a los 77 millones de dólares, de los cuales unos 44,7 millones estarán destinados a las concesiones chubutenses. La magnitud de la inversión refleja la centralidad que adquirieron estos activos dentro de la estrategia global de la compañía.

El programa incluye la perforación de ocho pozos, trabajos de reacondicionamiento y mejoras en instalaciones de superficie. Sin embargo, este tipo de desarrollos en campos maduros suele requerir altos niveles de inversión sostenida para compensar el declino natural de la producción, lo que puede presionar los resultados.

Durante el cuarto trimestre de 2025, las áreas de Chubut comenzaron a tener un impacto relevante en la producción total. El Tordillo registró un promedio superior a los 4.200 barriles diarios, mientras que La Tapera y Puesto Quiroga aportaron volúmenes más modestos dentro del esquema operativo.

Crecimiento productivo con presión sobre los márgenes

El salto en producción se tradujo en mayores ingresos para la compañía, que alcanzaron los 34,6 millones de dólares en el último trimestre de 2025. Este crecimiento estuvo impulsado principalmente por la incorporación de los activos en Chubut, que incrementaron significativamente los volúmenes vendidos.

La producción total promedió 6.918 barriles equivalentes por día, mostrando una expansión respecto a períodos anteriores. No obstante, este crecimiento no logró traducirse en una mejora contundente en los resultados financieros, debido al peso de los costos operativos y las obligaciones fiscales.

La compañía reportó pérdidas netas y un netback operativo limitado, lo que evidencia que el aumento en la producción todavía no alcanza para compensar completamente la estructura de costos. Este escenario plantea dudas sobre la capacidad de sostener el ritmo de inversión en el corto plazo.

Crown Point tomó posesión de El Tordillo

Reservas, potencial y el desafío financiero

En su último informe de reservas al 31 de diciembre de 2025, Crown Point estimó un total de 36,9 millones de barriles equivalentes de petróleo en reservas probadas. Las áreas de Chubut representan una parte relevante de ese volumen, con potencial para extender la vida útil de los campos.

El desarrollo de estos activos dependerá en gran medida de la capacidad de la empresa para mejorar los factores de recuperación y optimizar las operaciones. En campos maduros, estas mejoras suelen requerir inversiones constantes y una ejecución técnica eficiente para generar resultados sostenibles.

El principal desafío aparece en el frente financiero. La compañía cerró el año con un déficit de capital de trabajo significativo, lo que podría condicionar la ejecución de su plan. En este contexto, el equilibrio entre crecimiento productivo y solidez financiera será clave para definir el éxito de la estrategia.

Crown Point sale a buscar US$30 millones y pone el petróleo de El Tordillo como garantía

Crown Point Energía S.A. anunció una nueva colocación de obligaciones negociables en el mercado local, con el objetivo de fortalecer su estructura financiera y acompañar el desarrollo de sus operaciones en Argentina. La compañía emitirá instrumentos en dólares por un monto total de US$30 millones, con vencimiento en enero de 2029 y una tasa fija anual del 10,75%.

La emisión corresponde a la Clase IX dentro del Programa Global de Obligaciones Negociables de la empresa, que contempla un techo de hasta US$300 millones. Según informó la compañía, los fondos podrán integrarse en pesos o en especie, pero serán pagaderos en moneda local al tipo de cambio correspondiente, ofreciendo flexibilidad a los inversores.

Desde Crown Point señalaron que esta operación forma parte de una estrategia integral para sostener el crecimiento de sus activos y mejorar su perfil financiero. La autorización fue otorgada por el directorio en enero de 2026 y cuenta con el aval de la Comisión Nacional de Valores, en el marco de la normativa vigente.

En términos patrimoniales, la compañía informó un patrimonio neto superior a los $10.500 millones al cierre de septiembre de 2025. Este respaldo financiero es uno de los pilares que busca transmitir confianza al mercado, en un contexto marcado por la volatilidad cambiaria y las restricciones al acceso al crédito externo.

Crown Point acelera en Chubut.

Garantías, plazos y respaldo productivo en Chubut

Uno de los puntos centrales de la emisión es el esquema de garantías asociado a las obligaciones negociables. La empresa constituyó una prenda sobre los créditos provenientes de la venta de petróleo crudo en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas en la provincia de Chubut, dentro de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Estas áreas productivas funcionan como respaldo directo del repago de capital e intereses, mediante un contrato firmado con el Banco de Servicios y Transacciones como agente de garantía. De esta manera, los inversores cuentan con un derecho real de primer grado sobre los flujos generados por esas operaciones.

El esquema de amortización contempla diez cuotas trimestrales iguales, que comenzarán a pagarse en octubre de 2026 y finalizarán en enero de 2029. Cada cuota representa el 10% del capital emitido, lo que permite un repago escalonado y previsible durante todo el período de vigencia.

En paralelo, los intereses se abonarán de manera trimestral a una tasa fija nominal del 10,75% anual. Los pagos están previstos desde abril de 2026 hasta enero de 2029, lo que configura un flujo estable para los tenedores de los títulos, en un escenario donde predominan las inversiones de corto plazo.

Asimismo, Crown Point destacó que mantiene un historial de cumplimiento en sus emisiones anteriores, muchas de las cuales ya fueron canceladas en su totalidad. Este antecedente, sumado al respaldo productivo en Chubut y al ordenamiento financiero, busca consolidar la confianza del mercado en su plan de crecimiento.

“Pagó 500 millones de dólares”: Ávila confirmó la compra de Manantiales Behr por Rovella Energía

Jorge Ávila, secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Chubut, confirmó que Rovella Energía adquirió el yacimiento Manantiales Behr y confirmó los datos de la operación que había adelantado eolomedia.

“El miércoles tengo reunión, viene a Comodoro Rivadavia la gente de Rovella, que compró Manantiales Behr”, señaló Ávila al detallar la agenda de encuentros con las nuevas operadoras que llegan a la región. También confirmó que se reunirá con Crown Point, que adquirió Tordillo, y que anunció “work-over, pulling y un perforador para mayo”.

En diálogo con La Voz del Sindicato, el dirigente gremial destacó que este movimiento empresarial generará más actividad, aunque reconoció que la cuenca arrastra una fuerte pérdida de empresas de servicios especiales, lo que redujo la disponibilidad tecnológica.

“Pagó 500 millones de dólares por el yacimiento”: Ávila reveló los números de la operación

El dirigente sindical aseguró que la compra de Manantiales Behr fue la mayor cifra ofrecida entre los interesados. “Es lo que más pagó, 500 millones de dólares por el yacimiento más 250 millones de dólares de inversión”, afirmó. Luego explicó: “Yo puedo dar los números porque los tengo y porque me junté con ellos porque sé cómo es el paquete”.

Ávila cuestionó a quienes le pedían que no revelara montos: “Después otros dicen ‘no, no pueden hablar, no pueden decir nada’. Yo voy a decirle a la gente lo que salió, porque para eso fui a la negociación”.

El secretario general reconoció que la propuesta de Rovella sorprendió incluso a los actores del sector: “Lo que va a poner ella no lo pone nadie, me puede doler o no, pero no hay otra”. En tono distendido, recordó su primera impresión al ver el nombre de la empresa: “Lo primero que miré fue el nombre, dije ‘Robela, me parece un desodorante de mujer más que un yacimiento petrolero’. Después se vio la inversión y vamos a ver qué sale”.

Ávila detalló que los 250 millones de dólares anunciados corresponden al plan de inversión para este año y el próximo, una cifra que consideró determinante en la competencia por el activo.

Jorge Ávila pidió mantener los puestos de trabajo en Chubut.

Un perforador, cuatro workover y tres pullings: el plan operativo de Rovella

El líder petrolero remarcó que la empresa llegó con un compromiso claro. “Es una operadora que vino, puso la guita. Nosotros la podemos criticar, pero la guita es lo que va a vender”, sostuvo.

Además, confesó que tenía preferencia por otros jugadores: “Si vos me preguntabas a mí, me hubiese gustado que sea CAPSA o que sea PECOM. Me hubiese gustado que sea cualquiera de las dos, pero no cerraron los números”.

Como resultado, Rovella fue la única que presentó una propuesta sólida: “Esta es la que está, y la que está poniendo algo”, expresó.

Ávila confirmó que la compañía aseguró dos años de trabajo continuo. “¿El compromiso cuál es? Un perforador, cuatro work-over, tres pullings y toda la inversión de producción que significa el año que viene y el otro año”, explicó.

Luego comparó este desembolso con lo que venía destinando YPF: “YPF estaba poniendo 70 millones por año, o sea Rovella Carranza dobló casi la apuesta, 125 millones por año”.

También se refirió a los desarrollos vinculados a polímeros. Indicó que PECOM ya tenía un proyecto en marcha y que Rovella planea ampliarlo: “Por eso va a perforar dos años. Después para. Eso también tenemos que tenerlo en cuenta”.

EOR, empleo y operadores: cómo se redefine el mapa petrolero de la Cuenca del Golfo San Jorge

El acuerdo fiscal redefinió el tablero de la Cuenca Golfo San Jorge. Por primera vez en años, Nación y Chubut alinearon incentivos para intentar frenar el decline, impulsar la inversión y sostener el empleo en la cuenca más antigua del país. La eliminación de retenciones, la baja de regalías y la obligación de reinvertir todo el beneficio fiscal conforman un combo inédito en el sector.

Sin embargo, para el consultor especializado Leonardo Aldaba, el potencial del esquema solo se convertirá en resultados si la ejecución es rigurosa y si los campos maduros quedan en manos de operadores técnicamente capacitados. Su informe “Acuerdo Fiscal CGSJ: Entre el Potencial del Papel y la Realidad de la Ejecución” expone los números, los riesgos y los desafíos que definirán si este nuevo esquema marca un punto de inflexión o un capítulo más en la crisis.

Un sacrificio fiscal alto con objetivos concretos

El corazón del acuerdo es un sacrificio fiscal conjunto de Nación y Chubut que ronda los 232 millones de dólares anuales. El Gobierno nacional eliminó las retenciones al crudo convencional (8%), mientras que la provincia redujo las regalías del 12% al 8% sobre toda la producción, no solo la incremental. Según Aldaba, el impacto para los operadores suma 240 millones de dólares anuales, monto que deben reinvertir completamente.

Este diseño no constituye un subsidio sino una obligación contractual. De hecho, la inversión total proyectada debería crecer al menos 25% respecto de los niveles históricos. El enfoque es claro: sin perforación y sin tecnología EOR, el decline estructural de la cuenca se vuelve irreversible. Las retenciones cero y las regalías más bajas buscan achicar un margen operativo que, incluso con incentivos, sigue siendo muy ajustado.

En paralelo, Aldaba advierte que la producción de Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ) cae desde 2014 y que, sin medidas, en cinco años podría descender a 130.000 barriles diarios con miles de empleos en riesgo. El acuerdo apunta a modificar ese escenario antes de que las curvas de declinación se vuelvan insostenibles.

PAE innova en Cerro Dragón.

Cuenca del Golfo San Jorge y dos modelos

Aldaba describe cómo Chubut y Santa Cruz implementan estrategias contrarias para la salida de YPF de áreas convencionales. Chubut optó por un modelo de transacciones privadas con derecho de veto provincial, mientras que Santa Cruz eligió un esquema de reversión y adjudicación pública bajo control de FOMICRUZ.

En Chubut, casos como Crown Point y PECOM muestran que el modelo avanza con velocidad, priorizando la continuidad operativa. La licitación de Manantiales Behr consolidó cuatro oferentes principales: CAPSA, PECOM, Grupo San Martín y Rovella Energía. Cada uno fue evaluado no solo por su oferta económica, sino por su capacidad técnica y sus planes de inversión.

En Santa Cruz la lógica es distinta: la provincia controla el proceso, exige que el 90% de la mano de obra sea local y audita cada trimestre el cumplimiento de los contratos firmados. Se trata de un enfoque estatal más intenso, orientado a asegurar inversiones por 1.259 millones de dólares en seis años.

Ambos modelos son compatibles con el acuerdo fiscal, pero plantean diferencias claras sobre cómo gestionar el recambio de operadores en campos maduros.

Pecom pone el foco en la recuperación terciaria.

EOR: la única vía técnica para frenar el decline

La recuperación terciaria es el eje técnico del análisis de Aldaba. La cuenca tiene reservas probadas que representan casi la mitad del total nacional y un factor de recobro actual que oscila entre 25% y 28%. Aun así, cerca del 40% del petróleo permanece atrapado en los reservorios y solo la aplicación masiva de EOR puede habilitar su extracción.

Aldaba explica que esta tecnología no solo desacelera el decline sino que genera producción nueva. En CGSJ puede sumar entre 10% y 20% de reservas recuperables y extender la vida útil de los campos entre 15 y 20 años. Pero su rentabilidad es extremadamente sensible a los costos operativos: con OPEX de 35-45 dólares por barril y CAPEX adicional de unos 25 dólares, cualquier desviación erosiona el margen.

El informe destaca el caso CAPSA como ejemplo empírico. En el campo Diadema, la empresa elevó la producción de 127 a 1.800 metros cúbicos por día en 48 años, mantuvo reservas probadas estables durante 17 años y perforó más de 1.200 pozos. El mensaje es claro: la geología importa, pero la gestión define los resultados.

Impacto en el empleo: evitar el colapso es la prioridad

Entre 2023 y 2025 la cuenca perdió alrededor de 10.000 empleos. Aldaba detalla cómo el multiplicador de la actividad petrolera en campos maduros se ubica en torno a 2,5 veces: cada empleo directo genera otros 1,5 indirectos. Así, un retroceso operativo puede afectar miles de familias.

El acuerdo fiscal no promete una explosión de empleo. En cambio, impide un escenario mucho peor. Sin estímulo, la pérdida estimada alcanzaría 10.700 empleos totales en cinco años. Con el acuerdo y la expansión del EOR, el empleo podría crecer entre 5% y 8%, lo que preservaría o generaría entre 1.500 y 3.000 puestos directos. La diferencia real entre ambos escenarios ronda 13.000 empleos.

Aldaba advierte que EOR es intensivo en capital, no en mano de obra, y que la digitalización reduce dotaciones. El éxito del acuerdo, por lo tanto, debe medirse por la estabilización del empleo más que por su crecimiento explosivo.

Cerro Dragón será una concesión convencional y no convencional.

El factor decisivo: quién ejecuta los campos

El informe propone ocho criterios que definen al operador correcto: visión de largo plazo, tamaño óptimo, agilidad organizacional, expertise en EOR, solidez financiera, compromiso con proveedores y sindicatos, foco territorial y una cultura orientada a la perforación continua.

Según Aldaba, la diferencia entre éxito y fracaso con el mismo paquete fiscal puede ser abismal. Si los campos quedan en manos de actores sin experiencia técnica, con estructuras lentas o sin capital para sostener EOR, el acuerdo corre riesgo de fallar. Por eso el seguimiento provincial, especialmente en Chubut, será clave en los próximos meses.

La licitación de Manantiales Behr expuso ese dilema. CAPSA, PECOM y Grupo San Martín presentaron planes sólidos ante el sindicato. Rovella Energía, en cambio, fue cuestionada por su falta de antecedentes petroleros y por no compartir su plan de desarrollo.

Un acuerdo prometedor pero con márgenes muy ajustados

Aldaba concluye que el acuerdo fiscal puede salvar al Golfo San Jorge, pero no por sí solo. Los márgenes son estrechos, los plazos técnicos chocan con la urgencia social y la auditoría de inversiones será determinante. La clave no es la geología sino la gestión: operadores aptos, seguimiento estatal, disciplina financiera y adopción rigurosa del EOR.

El acuerdo abre una puerta, afirma el consultor. Pero cruzarla exige precisión, capacidad técnica y decisiones correctas. Los próximos 18 a 36 meses serán decisivos para saber si el Golfo San Jorge inicia un ciclo de recuperación o si vuelve a enfrentar el peligro de una declinación acelerada.

Crown Point lanza un plan de inversión de U$S 200 millones en Chubut

Crown Point Energy comenzó oficialmente a operar los yacimientos convencionales El Tordillo, Puesto Quiroga y La Tapera, ubicados en la provincia de Chubut. La compañía cerró la adquisición del paquete completo que pertenecía a Tecpetrol, YPF y previamente a Pampa Energía, consolidando así una posición dominante sobre activos estratégicos del Golfo San Jorge.

La empresa informó que la operación se concretó por U$S 65 millones, en línea con el acuerdo anunciado semanas atrás, sumado al pago previo por la participación de Pampa Energía. De esta manera, alcanzó un control operativo del 95% sobre las concesiones.

Según Crown Point, “ha completado la operación de adquisición de los yacimientos convencionales El Tordillo y las áreas complementarias La Tapera y Puesto Quiroga”, un paso clave en su estrategia de expansión en la cuenca.

La transferencia de la operación fue aprobada por las autoridades provinciales y entró en vigencia el 1 de diciembre de 2025, habilitando a la compañía a tomar control total de la actividad diaria en los campos.

Un paquete de activos clave para el crecimiento de la compañía

Las áreas adquiridas abarcan 113.325 acres y se encuentran a unos 40 kilómetros de Comodoro Rivadavia. Se trata de un bloque maduro, con instalaciones existentes y acceso a infraestructura crítica como oleoductos, gasoductos y participación en la terminal offshore operada por Terminales Marítimas Patagónicas.

En el comunicado enviado a la CNV, la empresa destacó que “el 95% de la participación en las Concesiones Chubut produjo un promedio de aproximadamente 5.020 boe por día” durante los primeros nueve meses del año. Este volumen provino de 4.500 barriles diarios de petróleo liviano y mediano y 3.130 mcf por día de gas natural.

Crown Point explicó que pagó una contraprestación en efectivo de U$S 57,9 millones, luego de los ajustes, y confirmó que la compra se financió parcialmente mediante un préstamo de U$S 30 millones aportado por Liminar Energía, su accionista mayoritario. Además, podría corresponder un pago contingente adicional de hasta U$S 3,5 millones a Pampa Energía.

La empresa subrayó que esta operación “fortalece la posición de Crown Point en Argentina” y consolida un perfil productivo más robusto en petróleo y gas convencional.

El plan de Crown Point para reactivar la producción

Con la operación ya en sus manos, Crown Point lanzó un ambicioso programa de inversiones para los próximos meses. El objetivo es aumentar la producción mediante trabajos de recompletación, mantenimiento y perforación de nuevos pozos.

La compañía confirmó que destinará U$S 200 millones para “el desarrollo, mantenimiento y optimización de los yacimientos, con el propósito de sostener y aumentar la producción”.

El plan incluye 28 trabajos de workover, además de la llegada de una torre de perforación que permitirá reactivar la campaña exploratoria y productiva en áreas que no se perforan desde hace años.

La empresa considera que estas acciones serán decisivas para “recuperar y elevar la curva de producción en los próximos meses”, en un contexto en el que la cuenca del Golfo San Jorge busca estabilidad y nuevas inversiones.

Además del impacto energético, la compañía destacó que la operación garantiza “la estabilidad laboral en la región, preservando los puestos de trabajo vinculados al yacimiento”, un punto valorado por el gobierno de Chubut y los gremios del sector.

Crown Point acelera en Chubut.

Consolidación en el Golfo San Jorge y estrategia de largo plazo

La adquisición del paquete completo de El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga representa un salto estratégico para Crown Point, que pasa a operar uno de los yacimientos convencionales más emblemáticos de la región. Los bloques comenzaron a producir en 1958 y mantienen un potencial significativo para técnicas de recuperación secundaria y terciaria.

La empresa detalló que las adquisiciones se enmarcan en un plan de consolidación que busca maximizar el valor de los activos maduros mediante una combinación de inversión sostenida, optimización operativa y reingeniería de pozos.

Crown Point también invitó a los inversores a consultar los Hechos Relevantes publicados el 5 de junio, 7 de octubre y 14 de noviembre de 2025, donde se detallan los términos del préstamo y las condiciones de la compra.

La compañía aseguró que continuará informando los avances de la reactivación y los resultados de las nuevas intervenciones en los pozos, una vez que la campaña de workovers y perforación esté en marcha.

Crown Point comenzará a operar El Tordillo el 1 de diciembre

Crown Point iniciará el 1 de diciembre la operación del yacimiento El Tordillo, luego de que el gobernador Ignacio Torres y el presidente de Petrominera, Héctor Millar, firmaran el decreto 1479/2025. La resolución también habilita a la compañía a tomar control del bloque La Tapera–Puesto Quiroga, consolidando su desembarco en la Cuenca del Golfo San Jorge.

El anuncio generó expectativas entre la comisión directiva, delegados y contratistas vinculados a las operaciones que antes lideraba Tecpetrol. Petrominera acompañó formalmente la decisión. Millar avaló la entrada de Crown Point como único operador, en línea con lo establecido por el decreto provincial. El ingreso marca el inicio de una nueva etapa en uno de los yacimientos convencionales más relevantes del norte de Chubut.

Plan operativo: 28 workovers y nuevas perforaciones

La empresa anunció que desplegará un plan de reactivación que incluye 28 workovers, incorporación de un equipo adicional y el posterior arribo de una torre perforadora. El objetivo es sostener e incrementar la producción de áreas que, pese a su madurez, mantienen un peso estratégico en la cuenca.

El esquema forma parte de una transición que apunta a acelerar la actividad desde el primer trimestre de 2026. Crown Point busca recuperar la curva de producción y optimizar la infraestructura existente tras la salida de Tecpetrol, YPF y Pampa Energía.

Un préstamo para cerrar la compra de los activos

El desembarco operativo se respalda con un financiamiento clave: un préstamo de 30 millones de dólares firmado con Liminar Energía. La empresa informó a la Comisión Nacional de Valores que el crédito —suscripto el 11 de noviembre— se pagará en pesos, devengará una tasa del 10% anual y vencerá el 1 de noviembre de 2027, con cancelación en un solo pago.

Este instrumento permite completar el precio de compra de las participaciones de Tecpetrol e YPF en El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga. Se trata de activos maduros pero productivos, que promedian 5.449 barriles equivalentes diarios entre petróleo y gas.

La operación total podría alcanzar 61,4 millones de dólares si se incluyen inventarios y una contraprestación variable ligada a la performance del gas comercializado. El valor base asciende a 57,9 millones de dólares, con 3,5 millones de dólares adicionales sujetos al rendimiento.

Con este respaldo financiero, Crown Point busca consolidarse como un jugador relevante en la producción convencional del Golfo San Jorge y abrir una nueva etapa de inversiones en Chubut.

Tras firmar Chubut, ¿cómo se mueve el tablero petrolero y qué operadoras captarán más beneficios?

La decisión del Gobierno nacional de avanzar con la quita de retenciones a la exportación de petróleo convencional abrió una etapa decisiva para las provincias productoras. Chubut se convirtió en la primera jurisdicción en firmar el acta de entendimiento con Nación, un paso que redefine la competitividad de las cuencas maduras y obliga a Neuquén, Mendoza y Santa Cruz a acelerar sus propias definiciones.

El nuevo esquema beneficia de manera directa a operadoras como Pan American Energy (PAE), Capsa-Capex, Pecom, Compañía General de Combustibles (CGC), Quintana Energy, Clear Petroleum y Crown Point.

El acuerdo rubricado en el Palacio de Hacienda entre Ignacio Torres y las autoridades nacionales marca un giro estructural. Según el acta, la Nación se compromete a modificar el régimen de derechos de exportación, la provincia a revisar sus regalías y cánones, y las operadoras a sostener los niveles de actividad e inversión.

Se trata de un pacto de esfuerzos compartidos que apunta a estabilizar la producción convencional, reactivar equipos y garantizar empleo en una cuenca que viene registrando declino natural desde hace años.

Chubut tomó la delantera: acuerdo, compromisos y un mensaje al resto del país

El entendimiento con Nación coloca a Chubut como la provincia que marca el ritmo. La presencia del Jefe de Gabinete, Manuel Adorni; del ministro de Economía, Luis Caputo; del ministro del Interior, Diego Santilli; del secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; y del presidente de la CEPH, Carlos Ormachea, demuestra el peso político del anuncio.

El acta establece que la Nación reducirá progresivamente los derechos de exportación del crudo convencional, hoy en 8% cuando el valor del barril supera los 60 de dólares. Pero el punto más sensible fue el compromiso asumido por Chubut de revisar regalías y cánones, una señal de acompañamiento fiscal que busca mejorar la rentabilidad del convencional y evitar que la caída natural de los yacimientos continúe afectando la actividad.

El esquema tripartito se completa con las operadoras, que deberán reinvertir en la cuenca todos los fondos que se liberen por la quita de retenciones.

Esto incluye incrementar la producción mediante nuevos proyectos de explotación, reactivar pozos y equipos de torre, mejorar la eficiencia operativa y sostener el nivel de empleo directo e indirecto.

Para empresas como PAE, Capsa-Capex, Pecom, CGC y Crown Point, la medida significa una mejora inmediata en el precio doméstico y un horizonte de mayor previsibilidad.

Además, el Gobierno nacional remarcó que la política de reducción tributaria continuará, con el objetivo de aliviar al sector privado, atraer inversiones y consolidar un crecimiento sostenido basado en reglas claras.

PCR invertirá 20 millones de dólares en Mendoza.

¿Qué dijeron las demás provincias productoras?

La decisión de Chubut generó un efecto dominó entre las provincias productoras. Santa Cruz ya confirmó que firmará el acuerdo y anticipó cómo quedará su esquema de retenciones.

El gobernador Claudio Vidal detalló que el nuevo sistema estará estructurado de la siguiente manera: 0% de retenciones hasta un precio del barril de 65 dólares, un esquema móvil de hasta 8% entre 65 dólares y 80 dólares, y 8% por encima de ese valor.

El anuncio muestra la intención de acompañar la medida, aunque la firma podría demorarse por la emergencia climática que atraviesa la provincia.

Neuquén también celebró la decisión nacional. El gobernador Rolando Figueroa destacó que la quita de retenciones está alineada con la política provincial de reducción de regalías e ingresos brutos para el convencional.

Aunque el foco neuquino está puesto en Vaca Muerta, el alivio tributario al convencional podría destrabar inversiones en áreas maduras operadas por empresas medianas. La provincia viene reclamando mayor competitividad tributaria y el acuerdo nacional abre una ventana de coordinación con la OFEPHI.

Mendoza, en tanto, recordó que desde hace años aplica reducciones de regalías en múltiples áreas. La ministra de Energía, Jimena Latorre, señaló que la eliminación de retenciones es coherente con sus políticas de incentivo y permitirá profundizar la recuperación de producción convencional.

Sin embargo, la provincia mantiene sus tiempos internos para definir su adhesión formal, dado que su estructura productiva es más heterogénea.

El estudio PAGBAM brindó asesoramiento integral en el proceso de Licitación Pública Nacional N° 006/2025, impulsado por FOMICRUZ S.E

Empresas beneficiadas y reconfiguración del mapa inversor

La quita de retenciones beneficia a todas las operadoras, pero algunas captarán mayor impacto inmediato. PAE, primer productor del Golfo San Jorge, es una de las principales ganadoras al mejorar el precio de referencia doméstico y obtener condiciones más favorables para proyectos de recuperación secundaria y terciaria. Capsa-Capex también se ve fortalecida, especialmente en áreas maduras donde la reinversión continua es indispensable.

Pecom, CGC y Crown Point recuperan competitividad exportadora y mejoran su margen en el mercado interno. Para varias de estas firmas, cuyos proyectos requieren largos plazos de maduración y altos costos operativos, la quita del 8% y la revisión de regalías y cánones en Chubut son un punto de inflexión.

El acuerdo también beneficia a operadoras que no exportan, ya que el precio doméstico se ajusta automáticamente al valor internacional cuando desaparece la retención. Esto garantiza que el aumento del precio de referencia también alcance a quienes venden internamente.

Crown Point pidió un préstamo de US$30 millones para pagarle a YPF y Tecpetrol por El Tordillo

Crown Point Energía pidió un préstamo para cerrar la adquisición de los activos que Tecpetrol, YPF y Pampa Energía poseen en el norte de la Cuenca del Golfo San Jorge. La compañía informó a la Comisión Nacional de Valores que firmó un préstamo por 30 millones de dólares con Liminar Energía S.A., una herramienta financiera clave para completar el pago del paquete de áreas y participaciones asociadas a la operación.

El documento detalla que el préstamo fue suscripto el 11 de noviembre de 2025, será desembolsado y pagado en pesos, y devengará una tasa del 10% anual, con vencimiento el 1 de noviembre de 2027. Los pagos de capital e intereses se realizarán en un solo desembolso al final del período, lo que le otorga a la compañía margen financiero para organizar la transición operativa de los nuevos activos.

Un financiamiento para una operación estratégica

El monto obtenido permitirá a Crown Point financiar el precio de compra acordado con Tecpetrol e YPF por sus participaciones en las concesiones hidrocarburíferas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas cerca de Comodoro Rivadavia. Estas áreas representan un conjunto de activos maduros pero estratégicos, con una producción promedio de 5.449 barriles equivalentes por día, de los cuales 4.252 bbl/d corresponden a petróleo y 7.179 mcf/d a gas natural.

La operación completa que impulsa la compañía canadiense alcanza un valor que podría llegar a 61,4 millones de dólares, considerando los pagos en efectivo, inventarios y una contraprestación adicional contingente vinculada al rendimiento del gas comercializado. Solo el valor base asciende a 57,9 millones de dólares, a los que se suman 3,5 millones de dólares sujetos a performance y cerca de 8 millones de dólares en inventarios y consumibles.

El préstamo aparece, así, como un paso necesario para sostener la estructura financiera de la transacción, especialmente en un contexto en el que Crown Point busca consolidar su posición en la región y expandir su presencia en operaciones de producción convencional.

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

Qué compra Crown Point y a quién

El acuerdo involucra distintos porcentajes por parte de cada operadora. Tecpetrol transfiere el tramo más significativo, con participaciones que oscilan entre 52,13% y 69,10% según el período considerado. Por ese paquete, la empresa del Grupo Techint recibirá 47,4 millones de dólares, incluyendo inventarios y materiales.

YPF también se desprende de una participación variable, que crece del 7,19% al 9,53% hacia 2027, a cambio de 6,5 millones de dólares. En tanto, Pampa Energía vende su 35,67% por 2 millones de dólares, además de un esquema de pagos variables que dependerá del volumen y precio del gas natural comercializado en los próximos años.

La compra incluye, además de las concesiones, infraestructura estratégica formada por oleoductos y gasoductos que conectan con Rada Tilly, Caleta Córdova y el Gasoducto General San Martín, además del 4,2% de Termap, operador clave en el despacho marítimo de hidrocarburos en la Patagonia.

La fecha de cierre de la operación varía por empresa: la adquisición del paquete de Pampa se prevé para junio, mientras que las compras de los activos de Tecpetrol e YPF podrían concretarse durante el tercer trimestre de 2025, con fecha efectiva retroactiva al 1 de diciembre de 2024.

Crown Point: cómo evoluciona la estrategia financiera de la petrolera

Crown Point Energía S.A. avanza en una estrategia financiera que busca fortalecer su expansión en el sector de hidrocarburos en Argentina. La compañía aprobó la prórroga por cinco años del plazo de validez de su Programa Global de Emisión de Obligaciones Negociables simples, lo que le permite mantenerse activa en el mercado de capitales con nuevas colocaciones. Además, aumentó el monto máximo del Programa hasta los 300 millones de dólares.

La decisión se enmarca en un contexto en el que las energéticas buscan optimizar su financiamiento para garantizar inversiones sostenidas en exploración, producción y transporte de hidrocarburos, tanto líquidos como gaseosos. Crown Point, con presencia operativa en el país desde hace casi dos décadas, apunta a consolidar sus proyectos mediante instrumentos de deuda que amplían su flexibilidad financiera.

Según informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV), el incremento del Programa fue autorizado por una resolución condicionada del Directorio de la Comisión Nacional de Valores, emitida el 3 de noviembre de 2025. La sociedad también ratificó la delegación de facultades para avanzar con la instrumentación de documentos y presentaciones regulatorias necesarias ante los organismos competentes.

Reordenamiento del endeudamiento y emisiones canceladas

Como parte de su estrategia de financiamiento, Crown Point concretó la cancelación de diversas emisiones anteriores de Obligaciones Negociables, tanto con garantías especiales como sin privilegios. Entre ellas se destacan las Clases I, II y III, todas canceladas con vencimientos que operaban en 2024 y 2025. También fueron canceladas emisiones adicionales de la Clase IV.

Crown Point llega a Chubut.

Actualmente, se mantienen vigentes las Obligaciones Negociables Clase V, emitidas por un valor nominal de USD 7.183.058, con una tasa del 8% y vencimiento en febrero de 2026. Asimismo, continúan activas las ON Clase VII, por USD 25.000.000, con una tasa del 13% anual y vencimiento en julio de 2027.

La reestructuración del perfil de deuda permite a la compañía mejorar su posición de cara a nuevas emisiones. La actualización del Programa asegura un marco amplio para futuros financiamientos que podrían destinarse a operaciones y proyectos de desarrollo.

Crown Point busca financiamiento para seguir creciendo

El objeto principal de la compañía abarca la exploración, explotación y desarrollo de hidrocarburos, junto con servicios vinculados al transporte, procesamiento y comercialización de petróleo y gas. Con oficinas en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y un capital social de $359.579.644, Crown Point busca sostener inversiones que permitan maximizar la producción, especialmente en áreas con potencial de crecimiento.

La petrolera destaca que el monto, moneda, garantías y condiciones de amortización e intereses de cada serie serán definidos en los respectivos suplementos de prospecto. Esto le otorga flexibilidad para adaptarse a diferentes momentos del mercado y a las necesidades de capital de la empresa.

El Programa continúa bajo la referencia normativa de la Ley 23.576 de Obligaciones Negociables, permitiendo a los inversores posicionarse en un sector clave para la economía argentina. Con un patrimonio neto superior a los $14.900 millones al 30 de junio de 2025, la compañía mantiene fundamentos sólidos para sostener su plan económico.

Crown Point consolida así una estrategia financiera que combina la reducción de pasivos legacy con el acceso sostenido al mercado de capitales. Las decisiones adoptadas por sus accionistas y por la CNV definen un escenario favorable para continuar potenciando su desarrollo en una industria donde el financiamiento juega un rol central para asegurar competitividad y expansión.