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.

En Chubut piden que YPF que deje los equipos de AESA como reparación histórica

El Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut reiteró su reclamo para que YPF ceda a la Provincia del Chubut los equipos de AESA, en lo que definió como un acto de reparación histórica por el abandono de los yacimientos convencionales que dieron origen a la compañía.

Según el gremio, la transferencia es una obligación de responsabilidad social empresaria y que la salida definitiva de YPF de la provincia, tras casi cuatro años de desinversiones en áreas como El Trébol, Escalante, Cañadón Perdido, Restinga Alí y Manantiales Behr, debe ir acompañada por una compensación concreta. En ese sentido, remarcaron que los dos equipos perforadores y los tres equipos de workover de AESA deben quedar en la región.

El sindicato denunció que la empresa avanzó en los últimos años con la reducción de operaciones de equipos de torre y con la suspensión de actividades de AESA, compañía de su propiedad. Para la entidad gremial, esos movimientos profundizaron el vaciamiento operativo y justifican aún más el pedido de transferencia de activos.

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Reclamo directo a YPF: los equipos deben quedarse en Chubut

El gremio recordó que desde julio de 2025, cuando YPF decidió poner en venta Manantiales Behr, solicitaron formalmente que los equipos de AESA permanecieran en la provincia para garantizar la cobertura operativa ante la reactivación de los yacimientos abandonados. Para el gremio, dejar los equipos en Chubut es una necesidad técnica y un compromiso moral.

En particular, el sindicato planteó que los activos queden bajo la órbita de Petrominera Chubut, como gesto de reparación histórica “por las graves consecuencias que ha generado el abandono de los yacimientos convencionales del Chubut que dieron vida a YPF”. La transferencia —sostienen— sería un acto mínimo de reconocimiento hacia la región productora.

A pesar de los pedidos formales, el gremio aseguró que YPF no brindó respuestas concretas. Esta falta de definiciones motivó un “enérgico repudio” hacia la conducción de la empresa y hacia su presidente, Horacio Marín, a quien acusan de mantener una actitud meramente comercial que desconoce el rol social de la compañía en la provincia.

Cómo es el plan de optimización y eficiencia que impulsa Clear en Las Heras

La actividad de Clear Petroleum en el clúster Las Heras – Cañadón Escondida se definió por un plan de trabajo basado en la optimización, la reducción de riesgos y la implementación de soluciones técnicas adaptadas a las condiciones actuales del sistema productivo.

En diálogo con eolomedia, Leonardo Deccechis, director de negocio Upstream de Clear Petroleum, analizó la situación de contexto y los desafíos operativos. “El foco hoy está en hacer más eficiente la operación y trabajar sobre los activos existentes”, explicó Deccechis.

El enfoque inicial está puesto en la reactivación de pozos, el fortalecimiento de la infraestructura y la mejora en la gestión del reservorio. A través de intervenciones progresivas, la compañía busca sostener la producción y generar información clave para futuras decisiones operativas.

Las metas de Clear

En este marco, Clear avanza con un esquema intensivo de intervenciones sobre pozos, priorizando aquellos con potencial de recuperación y optimizando el uso de equipos y recursos en campo. Esta dinámica permite generar mejoras graduales en la producción, con un enfoque de bajo riesgo y alta eficiencia.

“Estamos priorizando intervenciones de menor riesgo, que nos permitan recuperar producción y entender mejor el comportamiento del campo”, señaló el directivo.

Uno de los ejes centrales del plan es la mejora en la gestión del reservorio, con especial foco en la relación entre los fluidos y la eficiencia de los sistemas de inyección. El objetivo es optimizar el desempeño general del campo y asegurar una operación más estable en el tiempo.

Clear Petroleum crece en Santa Cruz.

Herramientas y oportunidades

En este sentido, el uso de herramientas como el workover, el monitoreo continuo y el análisis de datos permite avanzar con acciones concretas, reduciendo tiempos de respuesta y mejorando la toma de decisiones.

Además, la compañía trabaja en la identificación de nuevas oportunidades dentro del área, a partir de un enfoque selectivo que integra variables técnicas, operativas y económicas desde las primeras etapas de evaluación.

“La clave es tomar decisiones con información y avanzar de manera gradual, asegurando la viabilidad de cada paso”, agregó.

Tecnología aplicada y trabajo conjunto

La tecnología aparece como el principal sostén de esa transición. Deccechis destacó el rol de la digitalización, la inteligencia artificial y el monitoreo remoto como herramientas que hoy permiten reducir tiempos de decisión y mejorar la eficiencia operativa con costos significativamente menores que en el pasado.

En paralelo, el equipo de estudios de la compañía trabaja en la identificación de áreas con potencial remanente. La idea es enriquecer el conocimiento geológico del clúster y detectar oportunidades que puedan convertirse en desarrollos de menor riesgo.

En el corto plazo, la prioridad es estabilizar el campo, recuperar pozos existentes y generar información confiable que permita reducir la incertidumbre geológica. No se trata de correr ni de saltar, sino de lograr que el sistema vuelva a caminar con estabilidad.

Un desempeño marcado por la sinergia

Como parte de esta estrategia, Clear también promueve el intercambio de experiencias y la articulación con otras operadoras del clúster, en un esquema de trabajo coordinado que contribuye a la estabilidad del sistema productivo.

Este modelo colaborativo resulta clave en operaciones con infraestructura integrada, donde la eficiencia y la coordinación impactan directamente en el desempeño general. “Es fundamental trabajar de manera articulada para sostener la operación en este tipo de activos”, aseguró Deccechis.

AESA prepara su salida de Chubut

La posible retirada de AESA de Chubut reactivó las alarmas en el sector petrolero y puso en el centro de la escena un reclamo sindical que viene escalando en las últimas semanas. El secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, Jorge Ávila, advirtió que la salida de la empresa dejaría a la provincia sin perforadores, workovers y pulling.

La Cuenca del Golfo San Jorge vuelve a sufrir con el retiro de una empresa clave en el aparato productivo. El retiro de YPF de los campos maduros, a la espera del cierre de la venta de Manantiales Behr, implicó que finalicen los contratos de AESA y se acelera un proceso de desmantelamiento que afectaría directamente la capacidad operativa de la región. Para Ávila, el retiro de maquinaria pesada refleja una conducta repetida: “se van y se llevan todo”.

La situación de AESA y el traspaso a Petrominera

Ante este panorama, el gremio solicitó una intervención directa del gobernador del Chubut, Ignacio Torres, para impedir que los equipos abandonen la provincia. La propuesta es clara: que los activos de AESA sean transferidos a Petrominera, la petrolera estatal chubutense, para evitar un vaciamiento que comprometería la actividad.

En diálogo con La Petrolera, Ávila sostuvo que la medida es estratégica para preservar empleo y garantizar que la provincia mantenga su capacidad de perforación sin depender exclusivamente de operadores privados. El objetivo sindical es iniciar un proceso que permita consolidar una empresa provincial con maquinaria propia y con posibilidades reales de sostener producción.

“Si YPF se va y nos deja sin equipos perforadores, sin workover, sin pulling, el impacto sería enorme”, remarcó el dirigente. La preocupación pasa por el efecto inmediato que tendría en la actividad operativa y por la incertidumbre que se generaría para las empresas de servicios vinculadas al sector.

Un escenario complejo para el convencional

La salida de AESA no se analiza de manera aislada. Se suma a un período marcado por la retracción de inversiones, reducción de contratos y baja actividad en áreas maduras. La Cuenca del Golfo San Jorge viene arrastrando una situación de caída sostenida, agravada por la disminución de perforación y la menor presencia de operadoras con músculo financiero.

En este contexto, la ausencia de equipos sería un golpe adicional para una región que ya enfrenta dificultades para retomar ritmo productivo. “Que los equipos se queden y nosotros vamos a ver cómo resolver el problema de una mejor manera”, sostuvo Ávila.

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.

Explotación Dual: la opción que analiza YPF para tener revancha en el shale de Chubut

El potencial no convencional de Chubut es lo más parecido a un mito. Los proyectos de exploración no brindaron buenos resultados en la Cuenca del Golfo San Jorge y llevó a diferentes pesos pesados de la industria a considerar que “la D-129 no sirve”.

La reconversión de Cerro Dragón y los pozos no convencionales que realiza Pan American Energy (PAE) cambiaron las perspectivas en los últimos meses. Sin embargo, el anuncio de Horacio Marín sorprendió a más de uno de los presentes en New York. En el marco de la Argentina Week, el presidente y CEO de YPF sostuvo que la compañía “proyecta explorar el potencial del D-129 en Chubut”. La declaración de Marín hizo ruido en Estados Unidos, pero también la Cuenca del Golfo San Jorge.

Un interés que no es nuevo

El presidente de YPF remarcó en más de una oportunidad que la compañía sería 100% no convencional y que la salida de los campos maduros representaba una estrategia de crecimiento para la operadora. Pero en el evento Chubut Energía 2050, Marín dejó la puerta abierta para otros proyectos en la provincia.

“Hay que saber salir y Manantiales Behr está en el momento preciso para salir. ¿Para qué? Para que ingresen compañías medianas y tomen el control, porque Manantiales Behr produce 4 mil metros del cúbicos por día, tiene mucho futuro en la terciaria, e YPF no puede continuar invirtiendo comparativamente con Vaca Muerta”, subrayó el ejecutivo sobre el mítico bloque que aun posee la empresa.

No obstante, Marín valoró la exploración en la formación D-129 que lleva adelante PAE y adelantó que se guardaría un as bajo la manga. “En la licitación (de Manantiales Behr) nos vamos a quedar con la opción de pedir la reversión no convencional, y espero que te vaya bien (a Marcos Bulgheroni, CEO de PAE) en Aurora Austral porque eso sería un cambio muy importante”, destacó.

YPF vendió Manantiales Behr.

YPF y la chance de una Explotación Dual

Hay una posibilidad de que Chubut rompa la estructura petrolera y avance con una explotación dual. Esto significa que una operadora se dedique al no convencional y otra explote el convencional. Esa es una de las variables que maneja YPF y que contaría con el visto bueno del Gobierno de Chubut.

La venta de Manantiales Behr todavía no está sellada. Si bien hay avances entre YPF y PECOM, falta que se presente la operación de venta formal ante la administración de Ignacio Torres.

En este sentido, el gobernador de Chubut destacó la posibilidad de que empresas de los Estados Unidos se asocien a firmas locales para potenciar y fortalecer la exploración no convencional. Sumando más condimentos a la posibilidad de que la explotación dual o la conformación de UTE sea una realidad.

El modelo que mira Chubut es el que se aplica en Canadá. Alberta y British Columbia fueron las primeras jurisdicciones en avanzar con estas medidas. Allí, la regulación permite que los derechos sobre el subsuelo se asignen considerando distintas formaciones geológicas o profundidades.

Esto ocurre dentro de Western Canada donde existen múltiples capas con petróleo y gas, algunas explotadas con técnicas convencionales y otras mediante etapas de fractura.

Gracias a esa diversidad geológica, es posible que diferentes compañías desarrollen reservorios ubicados a distintas profundidades. Una empresa puede producir shale, mientras otra explota recursos convencionales. Este esquema no solo permite ampliar la producción, sino también aprovechar infraestructura existente y reducir riesgos de inversión.

El plan de PECOM para reactivar Cañadón Perdido tras 30 años

Después de más de tres décadas sin nuevas perforaciones, el yacimiento Cañadón Perdido vuelve a ocupar un lugar central en la agenda energética de Chubut. La reactivación, impulsada por PECOM, marca un hito para la Cuenca del Golfo San Jorge y para una región que busca recuperar protagonismo productivo.

El anuncio fue presentado en Comodoro Rivadavia, en el marco de un plan de inversiones que contempla desembolsos por unos 70 millones de dólares en 2026, destinados a la perforación de 32 nuevos pozos. La iniciativa se suma a un esquema más amplio que, considerando gastos operativos, podría alcanzar los 180 millones de dólares.

La reactivación se apoya en un contexto de mayor competitividad para la producción convencional. Entre los factores clave se destacan los incentivos fiscales provinciales, la eliminación de aranceles a la importación de insumos estratégicos y la reducción de derechos de exportación, que mejoraron las condiciones para atraer nuevas inversiones.

El proyecto prevé una primera etapa con la operación del equipo VV51 y la perforación inicial de 28 pozos, combinando inyectores y productores. Los trabajos comenzarán en El Trébol y luego avanzarán hacia Campamento Central y Cañadón Perdido, con foco en la recuperación secundaria mediante inyección de polímeros.

PECOM busca recuperar un bloque histórico

El área registra producción desde fines de la década de 1920. Entre 1928 y 1960 tuvo una etapa de explotación primaria, mientras que en los años noventa se reactivó a través de técnicas de recuperación secundaria. Sin embargo, el abandono progresivo derivó en una fuerte caída productiva durante los últimos años.

Actualmente, el yacimiento cuenta con apenas 27 pozos activos y una producción cercana a los 68 metros cúbicos diarios. Con el nuevo piloto de inyección de polímeros, se espera quintuplicar ese volumen y alcanzar los 400 metros cúbicos por día en el corto plazo, equivalente a unos 2.500 barriles diarios.

De acuerdo con las proyecciones técnicas, los resultados de esta primera fase permitirán avanzar hacia una segunda etapa más ambiciosa. En ese escenario, la producción podría trepar hasta los 600 metros cúbicos diarios, con la perforación de unos 53 pozos adicionales y un desarrollo total cercano a las 80 nuevas perforaciones.

Además del impacto productivo, el proyecto tendrá un fuerte efecto en el empleo local. Se estima la generación de más de 100 puestos de trabajo directos e indirectos, junto con la reactivación de servicios asociados y actividad terciaria en toda la región.

PECOM inicia su campaña de perforación en Cañadón Perdido

Como parte del plan de inversiones previsto para 2026, PECOM puso en marcha el perforador VV 51 de la empresa Venver para dar inicio a la campaña de perforación que reactivara la actividad en Cañadón Perdido, un hito muy importante que demuestra el potencial de áreas marginales de la cuenca a partir del estudio del subsuelo.

El anuncio contó con la visita del gobernador de Chubut, Ignacio Torres; el diputado nacional y secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut, Jorge Ávila; el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el Director de Operaciones de Upstream de PECOM, Jorge López Kessler y autoridades provinciales y gremiales.

El yacimiento Cañadón Perdido estuvo en producción primaria desde 1928 a 1960. En al año 1996 comenzó el desarrollo por recuperación secundaria que luego se abandonó en el año 2008 quedando el campo con una producción marginal (200m3/d con 85 pozos). En la actualidad produce 68m3/d con 27 pozos productores.

En la fase 1 del proyecto, el equipo arranca con perforaciones en El Trébol y luego se traslada a Cañadón Perdido donde este año va a perforar 28 pozos (9 inyectores y 19 productores) para conectar una nueva planta del primer piloto de inyección de polímeros. Con este piloto se logrará más que quintuplicar la producción de esta zona, pasando de los actuales 68 m3/d a 400m3/d (2500 bbl/d). Así mismo, el resultado del piloto no solo traerá mayor producción sino que abrirá oportunidades en nuevas zonas del yacimiento, con potencial para alcanzar una producción de 600m3/d (3700bbl/d) en una segunda etapa con el desarrollo completo con 53 pozos adicionales.

Este es un ejemplo de un campo muy maduro (prácticamente abandonado) en el cual, luego de estudios integrados de subsuelo y eligiendo la estrategia de desarrollo correcta, se va a lograr revitalizar y re-desarrollar con una potencial actividad de 80 pozos nuevos.

PECOM, retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma sólida de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria.

Recientemente ha acordado con YPF la adquisición del yacimiento Manantiales Behr, el segundo yacimiento convencional más grande del país, con una producción diaria del orden de los 25.000 barriles de petróleo por día, lo que le permitirá, operar un total de más de 35.000 bbl/d.

PECOM se consolida como uno de los principales productores de crudo pesado del país

En el día de hoy, PECOM Servicios Energía S.A.U. y su afiliada San Benito Upstream S.A.U. acordaron con YPF la adquisición del yacimiento Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, el segundo yacimiento convencional más grande del país, con una producción diaria del orden de los 25.000 barriles de petróleo por día. La operación alcanza también la concesión de transporte sobre los oleoductos: (i) El Trébol – Caleta Córdova, (ii) Km. 9 – Caleta Córdova, y (iii) Manantiales Behr – Cañadón Perdido.

Con esta operación, y sumando los activos que la compañía ya gestiona en la provincia, PECOM operará un total cercano a los 35.000 barriles diarios, consolidándose como uno de los principales productores de crudo pesado de Argentina.

Esta adquisición representa un paso estratégico clave para PECOM, que retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria.

Pecom se quedó con los clústers más productivos de la Cuenca del Golfo San Jorge.

En este tiempo, PECOM ha demostrado su capacidad para crear valor a partir de una gestión eficiente de superficie y un profundo conocimiento Del subsuelo, apalancada su extensa y reconocida experiencia en la industria y en el desarrollo de técnicas avanzadas para extender la vida útil de los yacimientos.

La incorporación de Manantiales Behr permitirá potenciar estas capacidades a partir de la gestión integrada de tres activos estratégicos en una misma geografía, como son Manantiales Behr, El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, generando sinergias operativas, logísticas y técnicas que permitirán incrementar la producción, optimizar costos y maximizar el valor de los activos.

Asimismo, esta operación reafirma el compromiso de PECOM con el desarrollo energético de Chubut y de la Argentina, impulsando un modelo de crecimiento basado en la eficiencia, la inversión sostenida y el fortalecimiento del empleo local.

En ese marco, PECOM continuará trabajando de manera coordinada con las autoridades locales y provinciales, los gremios y actores de la industria, tal como lo viene haciendo desde su ingreso a las áreas de El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, con el objetivo de garantizar una transición ordenada, una operación segura y una visión compartida de desarrollo para la región.

“Esta adquisición representa un paso decisivo en nuestra estrategia. Manantiales Behr no solo nos aporta escala: nos permite consolidar una plataforma de upstream con enorme potencial y con foco en lo que sabemos hacer: operar con excelencia, aplicar disciplina operativa y de capital, y maximizar el valor de yacimientos maduros con tecnología y conocimiento”, afirmó Horacio Bustillo, CEO de PECOM. “Estamos construyendo una compañía sólida, eficiente y con capacidad de crecimiento en la producción propia de petróleo y gas”.

Por su parte, Luis Perez Companc, presidente del Directorio de PECOM, destacó el valor histórico y emocional de este hito para la compañía: “Este es un momento muy especial: junto con mis hermanas Rosario y Pilar, sentimos un enorme orgullo de ver a PECOM dar este paso tan importante, consolidándose como uno de los principales actores del país en la producción de petróleo, honrando su historia y proyectándose hacia el futuro. Esta inversión refleja nuestro compromiso de largo plazo con la Argentina y con el desarrollo de una industria energética sólida, moderna y competitiva”.

Como es habitual en este tipo de operaciones, el cierre de la misma se encuentra sujeto al cumplimiento de aprobaciones y condiciones precedentes.

Del “pensábamos que era un shampoo” al escándalo: la historia de la venta de Manantiales Behr

Manantiales Behr es el último bloque que le quedaba a YPF en Chubut y en la Cuenca del Golfo San Jorge. La joya del convencional es sinónimo de la recuperación terciaria y una de las áreas más productivas del país. Es por eso que la noticia que estaba en venta atrajo a diferentes compañías del país.

Rovella Capital, Grupo San Martín, PECOM y Capsa fueron quienes recorrieron las instalaciones del bloque durante octubre. El nombre de Rovella generó controversia desde el minuto uno. Nadie sabía quién estaba detrás de la firma y se asoció rápidamente a la constructora vinculada a los trabajos licitados por el Gobierno nacional.

Los días pasaron y las sospechas sobre Rovella fueron creciendo. La firma de Mario Rovella fue quien realizó la mejor oferta y encendió las alarmas en el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut. La cúpula del gremio salió rápidamente a exigirle a YPF que evalúe todas las ofertas y que tenga en consideración la historia petrolera de las compañías que competían por el activo.

El panorama incomodaba al Gobierno del Chubut. El Ejecutivo trataba de hacer equilibrio: por un lado, deslizaba que podía vetar al comprador de Manantiales Behr por ser dueño de recursos, pero, por otro lado, subrayaba que “nunca se metería en los acuerdos entre privados”.

Finalmente, en enero se conoció que YPF vendía Manantiales Behr por 575 millones de dólares. La transacción fue confirmada mediante un comunicado a la Comisión Nacional de Valores donde se detallaba que Limay Energía S.A., subsidiaria de Rovella Capital, abonaría “el 60% del capital al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”.

El dinero no aparecía y, en los últimos días, desde los distintos sectores de la Cuenca del Golfo San Jorge se empezaron a preguntar si Rovella podría hacerse cargo del pago. Los fondos nunca fueron acreditados y el directorio de YPF decidió revertir su decisión y venderle Manantiales Behr a PECOM.

Jorge Ávila sostuvo que, más allá de las diferencias con las autoridades, está en contra de la privatización de YPF.

“Creíamos que era un shampoo”

El nombre de Rovella Capital no generaba buenas sensaciones en la norte de la Cuenca del Golfo San Jorge. La firma contaba con la aprobación del gobernador de Chubut, Ignacio Torres, por lo que sorprendió cuando el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut – aliado del mandatario provincial- salió con los tapones de punta cuando se conoció que la empresa de Mario Rovella podía desembarcar en la cuna del convencional.

El gremio de petroleros convencionales dejó en claro más de una vez que prefería que PECOM o Capsa se quedaran con Manantiales Behr debido a su experiencia en la industria petrolera. “Cuando leímos que Rovella Carranza se iba a quedar con Manantiales, nosotros pensábamos que era un shampoo”, bromeó Ávila en la radio local La Petrolera.

El líder petrolero se reunió con la nueva cúpula que comandaría los destinos de la joya del convencional. Según Ávila, los empresarios se habían comprometido a activar un perforador, cuatro workover y tres pullings.

Las críticas del sindicato nunca cesaron: señalaron vínculos con Santiago Caputo, recordaron que el nombre estaba relacionado con la Causa Cuadernos y cuestionaron en más de una oportunidad su nula experiencia en el sector petrolero.

Los vínculos con el Gobierno del Chubut

En la Cuenca del Golfo San Jorge se preguntaban por el origen del interés de Rovella Capital por la industria energética. Las pymes regionales no sabían quiénes eran los interlocutores y pedían que alguien se comunicara con ellos para saber su manera de trabajar. “Tuvimos que googlear quiénes eran porque ni siquiera tenían una página web”, subrayaron desde el entramado pyme a eolomedia.

Si bien la información sobre Rovella no abundaba, los actores de la industria coincidían que la firma había contratado a exprofesionales de YPF que “conocían a Manantiales Behr como la palma de su mano”. Asimismo, se dejaba en claro que un actor relevante de la región habría impulsado una alianza estratégica para que la empresa pueda comprender mejor el funcionamiento del sector y competir con operadoras ya consolidadas.

Había otro vinculo que también generaba sospechas. Tal como informó econojournal, la firma posee una especie de alianza local con la constructora Choele Choel SRL, con quien tercerizó algunos proyectos de infraestructura en la provincia como una serie de ampliaciones en el aeropuerto de Comodoro Rivadavia.

Choele Choel es conducida por Facundo Ponce, un empresario que dio sus primeros pasos profesionales dentro del negocio de la construcción en Rovella Carranza –donde trabajó durante siete años– y es hermano de Federico Ponce, ministro de Hidrocarburos de Chubut de la administración de Torres.

Horacio Marín confirmó que YPF se va de Chubut.

“Marín hizo negocios”

La venta de Manantiales Behr comenzó “torcida”. Horacio Marín confirmó que julio de 2024 que PECOM había presentado “una gran oferta” por Manantiales Behr, pero que no era el momento de vender el bloque. Seis meses después, el área tenía el cartel de venta dejando en offside al Sindicato de Petroleros Privados y al ministro de Hidrocarburos de Chubut quienes aseguraban que YPF seguiría operando en la provincia en los próximos años.

La premisa del pope de la empresa de mayoría estatal era tener una salida “ordenada, prolija y ejemplar”. Nada de eso ocurrió con el último activo en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Según denunció el líder de petroleros convencionales, “Marín hizo un negocio con Manantiales Behr” y lo responsabilizó por paralizar la actividad en el bloque. También apuntó que el presidente de YPF solo le importó el dinero prometido y nunca se preocupó por “saber si la empresa tenía fondos para hacer el pago o si tenía experiencia en el rubro”.

 

El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Mascharasvilli, también salió al cruce: “YPF y Horacio Marín jugaron al Monopoly con un “fondo de garantía” que parecía más billete de juguete que respaldo real. Y cuando se juega así, las consecuencias no quedan en el tablero: impactan de lleno en nuestra ciudad”.

“Manantiales Behr no es una obra en carpeta ni un pliego de licitación. Es un yacimiento estratégico que sostiene miles de familias en Comodoro. Lo que pasó con Rovella fue inadmisible: una constructora jugando a ser operadora petrolera, sin respaldo verdadero, dejando incertidumbre y equipos en pausa. Las decisiones mal tomadas desde un escritorio tienen consecuencias concretas en nuestra ciudad”, afirmó.

Lo cierto es que el directorio de la empresa de mayoría estatal decidió este miércoles que PECOM, quien presentó la segunda mejor oferta, se quedará con Manantiales Behr.

El brazo brazo petrolero del grupo Pérez Companc ya se había quedado con los clústers El Trébol – Escalante y Campamento Central – Cañadón Perdido. Ahora sumará a su cartera uno de los bloques más productivos del país y un símbolo de la recuperación terciaria.