San Antonio vuelve a perforar en Santa Cruz junto a Crown Point

El regreso de San Antonio Internacional (SAI) a Santa Cruz dejó de ser una posibilidad y pasó a formar parte de la planificación operativa de Crown Point para los próximos meses. La empresa de servicios volverá a trabajar en la provincia dentro del programa de perforación previsto sobre la formación D-129, una de las apuestas que hoy concentra expectativas en la zona norte santacruceña.

La confirmación llegó luego de varias conversaciones entre la conducción del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER) y las autoridades de la operadora. A partir de esa definición, el sindicato tomó contacto con representantes de San Antonio para empezar a ordenar cuestiones operativas, necesidades de equipos y condiciones laborales vinculadas con la puesta en marcha de las tareas.

San Antonio conoce nuestros campos, conoce a nuestros petroleros y sabe cómo se trabaja en Santa Cruz. No llega a un territorio desconocido. Vuelve con experiencia acumulada y con una base importante para organizar bien esta etapa”, sostuvo Rafael Güenchenen, titular de SIPGER.

Un regreso con experiencia en los yacimientos

En el gremio valoran especialmente que se trate de una compañía que ya operó durante años en la provincia y que conoce tanto las características de los yacimientos como la dinámica de trabajo de los equipos locales. Esa experiencia previa aparece hoy como una ventaja para acelerar el reinicio de las operaciones.

SAI acompañará el programa de Crown Point previsto para 2026, que incluye tres nuevos pozos y desarrollos adicionales sobre la D-129. Su regreso coincide con una recuperación de la actividad de perforación en la zona norte y refuerza la capacidad de servicios necesaria para sostener ese movimiento.

“Que vuelva una empresa que se había ido y que vuelva a perforarse tiene un valor enorme. Es una señal concreta de que Santa Cruz conserva oportunidades y de que todo el esfuerzo realizado para sostener la actividad empieza a mostrar resultados”, afirmó Güenchenen.

La apuesta por la reactivación

El dirigente explicó que el sindicato viene trabajando desde hace más de un año para recuperar niveles de actividad y mejorar el rendimiento de las operaciones. Según señaló, ese proceso incluyó discusiones técnicas con las empresas y con los trabajadores para identificar qué necesitaba cada proyecto para volver a crecer.

“Hace más de un año que trabajamos para mejorar la eficiencia y la productividad de los equipos y de los pozos. Lo hacemos discutiendo con las empresas y con los trabajadores qué necesita cada operación para volver a crecer. La reactivación se construye con trabajo, acuerdos y decisiones concretas”, sostuvo el secretario general.

En esa línea, Güenchenen remarcó que la prioridad será acompañar el inicio de las tareas con organización, seguridad y una comprensión precisa de las exigencias operativas que tendrá el programa de perforación sobre la D-129.

Más allá de los tres pozos

“Tenemos que aprovechar esta oportunidad y hacer las cosas bien. Queremos que los trabajos comiencen ordenados, que se cuide a los trabajadores y que la operación pueda sostenerse y crecer”, expresó el titular del SIPGER.

Desde el sindicato sostienen que los tres pozos previstos no deberían representar un punto de llegada sino el comienzo de un programa más amplio. La expectativa es que la formación D-129 pueda demostrar su potencial y avanzar hacia una etapa sostenida de desarrollo.

“Ahora hay que seguir trabajando para que no sean solamente tres pozos. Queremos que la D-129 demuestre todo su potencial, que el programa se amplíe y que la perforación tenga continuidad. Cada resultado positivo tiene que servir para dar el próximo paso”, afirmó Güenchenen.

El dirigente también planteó que el retorno de San Antonio puede convertirse en una referencia para otras compañías de servicios que redujeron su presencia o dejaron de operar en Santa Cruz durante los últimos años.

“Esperamos que vuelvan más empresas de servicios. La provincia tiene recursos, conocimiento y una enorme experiencia acumulada. Esta oportunidad tiene que servir para recuperar capacidades que se perdieron y demostrar que Santa Cruz todavía tiene mucho para producir”, agregó.

Las conversaciones entre SIPGER, San Antonio y Crown Point continuarán durante la etapa de preparación de los trabajos. El objetivo inmediato es consolidar el regreso de la perforación en la zona norte y sentar las bases para ampliar el desarrollo de la D-129 con nuevos programas en los próximos años.

Crown Point perforará tres pozos en la formación D-129

La formación D-129 volvió a ubicarse en el centro de la estrategia petrolera de Santa Cruz tras la reunión que mantuvieron directivos de Crown Point Energy y autoridades del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables (SIPGER). El encuentro permitió definir los lineamientos operativos para el segundo semestre de 2026 y ratificar un programa de inversiones que incluye tres nuevas perforaciones.

El plan de la compañía contempla desarrollar la formación D-129, considerada uno de los horizontes con mayor potencial para la zona norte de la provincia. Además de las perforaciones, el esquema incorpora trabajos de pulling para incrementar la producción y evaluar la incorporación de nuevos equipos en función de los resultados obtenidos.

La reunión fue encabezada por Rafael Güenchenen, secretario general de SIPGER, junto al secretario adjunto Nallib Rivera y el referente de Pico Truncado, Marcelo Ruz. En representación de Crown Point participaron el vicepresidente Eduardo Oliver y el gerente general Mauricio Orue, quienes repasaron las prioridades operativas y laborales para los próximos meses.

La formación D-129 concentra las expectativas de desarrollo

Desde el sindicato destacaron que el programa de Crown Point incorpore la formación D-129 como eje de su estrategia de crecimiento. El objetivo es avanzar sobre un reservorio que desde hace años aparece entre las principales alternativas para recuperar la actividad hidrocarburífera en el norte santacruceño.

“Perforar es la única salida. Si queremos más producción, más equipos y más trabajo, necesitamos empresas que apuesten por la provincia. Desde la salida de YPF atravesamos un escenario complejo y nuestra respuesta fue ponernos al frente, defender la actividad y generar condiciones para que Santa Cruz vuelva a moverse”, sostuvo Güenchenen.

El dirigente explicó que la formación D-129 forma parte de una visión más amplia sobre el desarrollo energético provincial, junto con Palermo Aike y el petróleo pesado ubicado al sur del río Deseado, recursos que considera fundamentales para ampliar la producción en los próximos años.

Perforaciones y pulling para aumentar la producción

Además de las tres perforaciones previstas para este año, el plan operativo contempla fortalecer las tareas de pulling como una herramienta para recuperar producción en pozos existentes. La intención es elevar el volumen de petróleo extraído y, a partir de esa evolución, evaluar la incorporación de nuevos equipos de trabajo.

“Santa Cruz tiene recursos, trabajadores preparados y conocimiento del territorio. No podemos limitarnos a administrar el declino. Hay que abrir nuevas etapas de producción y transformar el potencial en actividad real”, afirmó Güenchenen durante la reunión.

Desde SIPGER señalaron que cada nueva perforación genera un efecto multiplicador sobre la actividad petrolera, ya que moviliza empresas de servicios, contratistas, pymes y empleo local, además de incrementar las regalías que recibe la provincia por la producción de hidrocarburos.

Seguimiento de los planes operativos de Crown Point

Otro de los puntos analizados durante el encuentro fue la necesidad de monitorear la ejecución del programa anunciado por Crown Point para garantizar que los proyectos se traduzcan en actividad efectiva dentro de los yacimientos. El sindicato remarcó que el seguimiento será permanente durante los próximos meses.

“Detrás de cada pozo hay equipos, servicios, pymes, trabajadores, producción y regalías para la provincia. Por eso valoramos cada decisión que implique volver a perforar en Santa Cruz o poner en funcionamiento pozos que habían sido abandonados a su suerte”, expresó Güenchenen.

El titular del Sindicato también insistió en el valor estratégico de la formación D-129 para el futuro petrolero de la provincia. “Durante años se habló del potencial de formaciones como la D-129. El desafío ahora es llevar ese potencial al campo, con pozos, equipos y trabajadores santacruceños como protagonistas. Santa Cruz tiene mucho para dar todavía y confiamos en que este sea el primero de muchos pozos. Este es el camino”, afirmó el dirigente gremial.

Chubut espera inversiones por más de U$S 880 millones: Cerro Dragón concentra el grueso del capital

Chubut comienza a dejar atrás el cimbronazo de la reconfiguración de su matriz petrolera. Los bloques que pusieron en venta YPF y Tecpetrol ya cuentan con nuevos operadores y la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge se prepara para una nueva etapa.

Según los planes presentados ante la Secretaría de Energía de la Nación y analizados por eolomedia, las compañías comprometieron desembolsos que superan los 880 millones de dólares para este 2026. La mayor parte de los fondos estará destinada a sostener y desarrollar la producción en áreas maduras de la región.

El ranking continúa encabezado por Pan American Energy (PAE), que proyecta invertir U$S 553,12 millones entre actividades de exploración y explotación. Sin embargo, el segundo lugar queda ahora para PECOM, que suma inversiones por U$S 177,42 millones al incorporar los U$S 110 millones previstos para Manantiales Behr.

Más atrás aparecen Compañías Asociadas Petroleras (CAPSA) y CAPEX, consideradas como un mismo grupo para este análisis, con inversiones proyectadas por U$S 100,84 millones. El cuarto lugar corresponde a Crown Point Energía, con un programa de desembolsos por U$S 49,97 millones.

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Cerro Dragón sigue concentrando la mayor apuesta

La principal inversión individual continúa siendo la prevista por PAE para Anticlinal Grande-Cerro Dragón, donde la compañía proyecta desembolsar U$S 499,59 millones. El mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge es uno de los diez bloques más productivos del país y concentra una parte sustancial de la producción petrolera de Chubut.

La empresa también contempla inversiones por U$S 48,65 millones en otros bloques. En Cerro Tortuga-Las Flores prevé invertir U$S 28,18 millones en explotación y U$S 20,47 millones en exploración continuando con su plan no convencional, mientras que en Chulengo destinará U$S 4,33 millones y en Anticlinal Funes otros U$S 540 mil.

La magnitud de los desembolsos refleja el peso que mantiene Cerro Dragón dentro de la estrategia de desarrollo de la compañía y dentro de la estructura productiva de la Cuenca del Golfo San Jorge, que sigue siendo uno de los principales polos petroleros del país.

Chubut advierte que tiene la última opinión en el caso de Manantiales Behr.

PECOM apuesta fuerte por Manantiales Behr

La incorporación de Manantiales Behr a la cartera de PECOM cambia el mapa de Chubut. La compañía del Grupo Pérez Companc prevé destinar U$S 110 millones a uno de los tanques del convencional, una cifra que la posiciona como la segunda operadora con mayor nivel de desembolsos previstos para 2026.

A ese monto se suman los U$S 67,42 millones declarados ante la Secretaría de Energía para las áreas que actualmente opera en la provincia. Dentro de ese esquema, Campamento Central-Cañadón Perdido concentra inversiones por U$S 55,36 millones, mientras que Escalante-El Trébol recibirá otros U$S 12,06 millones.

La estrategia de la compañía apunta a fortalecer su presencia en algunos de los principales activos maduros de Chubut, en un contexto en el que las operadoras buscan sostener niveles de producción mediante programas de desarrollo, optimización operativa y recuperación secundaria.

CAPSA-CAPEX y Crown Point completan el cuadro de Chubut

Tomadas en conjunto, CAPSA y CAPEX proyectan inversiones por U$S 100,84 millones. El principal destino de esos recursos será el área Diadema, donde se prevén desembolsos por U$S 74,10 millones para actividades de explotación. El bloque es uno de los símbolos de la recuperación terciaria.

Por su parte, CAPEX invertirá U$S 17,40 millones en Pampa del Castillo-La Guitarra y otros U$S 4,65 millones en Bella Vista Oeste. También figuran partidas para Km 20, con U$S 3,90 millones, además de inversiones menores en Sindicato, Mina Reserva y Solano.

En tanto, Crown Point informó inversiones por U$S 49,97 millones, distribuidas entre El Tordillo, que recibirá U$S 33,07 millones, lo que marcará la activación de un perforador luego de tres años. Además, Puesto Quiroga recibirá U$S 16,90 millones. A ellas se suma Colhué Huapi S.A., que proyecta destinar U$S 500 mil al área Estancia La Escondida, completando un panorama que busca llevar un poco de previsibilidad para Chubut.

Palermo Aike, nuevas perforaciones y remediación ambiental: los ejes de la reactivación en Santa Cruz

La actividad petrolera en Santa Cruz comenzó a mostrar movimientos concretos tras la salida de YPF y el ingreso de nuevas operadoras. Según explicó el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, ya se encuentran en marcha compromisos de inversión vinculados con la recuperación de la producción, la incorporación de equipos y la generación de empleo.

En diálogo con LU14, el funcionario sostuvo que parte de los acuerdos alcanzados entre la provincia, YPF y los nuevos concesionarios ya comenzaron a ejecutarse. En ese marco, destacó que la reactivación de la actividad petrolera dejó de ser una expectativa para transformarse en una realidad observable en distintos yacimientos de la provincia.

“Más que un anuncio es una realidad porque la semana pasada ya han comenzado a subir equipos de yacimiento de acuerdo a los acuerdos que se han llevado adelante entre la provincia e YPF y los nuevos concesionarios”, afirmó Álvarez.

Nuevos equipos e incentivos para aumentar la producción

El ministro explicó que una parte de la recuperación de la actividad responde a los compromisos asumidos por las nuevas empresas que tomaron las concesiones. Paralelamente, la provincia implementó el programa “Más producción y trabajo en el sector petrolero”, que busca incentivar inversiones mediante una reducción de tres puntos en las regalías para proyectos que incrementen la producción.

De acuerdo con Álvarez, algunos equipos comenzaron a incorporarse durante la última semana, mientras que otros lo harán a lo largo de junio. La medida apunta a fortalecer la producción de petróleo, sostener la actividad de los campos maduros y generar nuevas oportunidades laborales en las localidades vinculadas al sector.

“Parte de los mismos ya comenzaron a subir la semana pasada y otros lo harán durante junio”, señaló el ministro al referirse a los equipos comprometidos por las empresas.

Otro de los ejes del proceso es el programa de abandono de pozos, firmado por el gobernador Claudio Vidal en abril de 2025. Según indicó el funcionario, la empresa adjudicataria ya inició los trabajos y comenzó la integración de personal para ejecutar las tareas previstas en distintas áreas de la provincia.

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Remediación ambiental y saneamiento de pasivos

Álvarez precisó que el plan contempla inicialmente el abandono de 1.204 pozos petroleros, trabajos que serán financiados íntegramente por YPF. El ministro destacó que el acuerdo alcanzado por Santa Cruz difiere de otros procesos de salida de la compañía en distintas provincias productoras.

“Santa Cruz logró un acuerdo que no han logrado otras provincias donde YPF se ha retirado para invertir la totalidad de su esfuerzo en Vaca Muerta”, aseveró.

El funcionario detalló que la empresa adjudicataria comenzó la incorporación de equipos de workover, pulling, flushby y wireline, además de cuadrillas destinadas a la recuperación de locaciones. Las tareas tendrán una duración prevista de cinco años y combinarán aspectos operativos con acciones vinculadas a la recuperación ambiental.

“En esta fase inicial son 1204 pozos; el trabajo ya lo licitó YPF y la empresa adjudicada comenzó la semana pasada a levantar equipos e integrar personal para un equipo de workover, tres de pulling, uno de flushby y un wireline, más cuadrillas de resiembra de locaciones por un plazo de cinco años”.

En paralelo, el Ministerio de Energía y Minería trabaja en la validación del relevamiento de los pasivos ambientales asociados a más de ocho décadas de actividad petrolera. Una vez aprobado el informe, comenzará formalmente un programa de saneamiento que también tendrá un horizonte de ejecución de cinco años.

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Inversiones, Palermo Aike y nuevos pozos

Según indicó Álvarez, la provincia avanza simultáneamente en la llegada de nuevas inversiones privadas para las áreas que dejaron de ser operadas por YPF. En ese contexto, sostuvo que los acuerdos alcanzados prevén desembolsos significativos destinados a sostener y ampliar la actividad hidrocarburífera.

Santa Cruz va más adelantada que otras provincias en los acuerdos para la retirada de YPF y la llegada de nuevos concesionarios, logrando una inversión de 12.000 millones de dólares por parte de las nuevas operadoras”.

Además de la recuperación de áreas convencionales, el Gobierno provincial mantiene expectativas sobre el desarrollo de Palermo Aike, formación que concentra parte de las perspectivas de crecimiento de los recursos no convencionales en Santa Cruz.

“Seguimos buscando inversores para Palermo Aike; esperamos que YPF inicie los trabajos este año como comprometió su presidente, Horacio Marín. Palermo Aike es la gran posibilidad de Santa Cruz en hidrocarburos no convencionales para las próximas décadas.”

El ministro también confirmó que durante las próximas semanas se desarrollarán nuevas campañas de perforación. Entre ellas mencionó un programa de 31 pozos que será ejecutado por CGC en el flanco norte, además de tres perforaciones previstas por Quintana Energy y otras tres a cargo de Crown Point.

“Los nuevos concesionarios del flanco norte deben realizar una reinterpretación geológica para derivar en campañas que mantengan los niveles de producción.”

Álvarez sostuvo que el objetivo central es detener la declinación productiva registrada durante los últimos años y fortalecer la actividad económica en localidades como Las Heras, Pico Truncado, Caleta Olivia, Cañadón Seco y Jaramillo-Fitz Roy, donde la actividad petrolera tiene un peso determinante en el empleo y en el movimiento comercial asociado a la cadena de valor del sector.

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.

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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.