NOVEDADES

Cuenca del Golfo San Jorge

Crown Point reorganiza su estructura tras la renuncia de su CEO

Crown Point Energy Inc., la operadora canadiense con base en Buenos Aires, atraviesa un momento clave en su historia. El 31 de julio de 2025, la empresa comunicó oficialmente la renuncia de Gabriel Obrador a los cargos de Presidente, CEO y Director tanto de la compañía como de sus subsidiarias.

La salida fue informada a la TSX Venture Exchange y a la Comisión Nacional de Valores (CNV) a través de un hecho relevante, en el que se detalló que Obrador deja su puesto para dedicarse a otros negocios.

Mientras el Directorio inicia la búsqueda de un nuevo CEO, las funciones ejecutivas serán asumidas de forma interina por Marisa Tormakh, Vicepresidenta de Finanzas y CFO de la compañía, y Hermann Steinbuch, Vicepresidente de Operaciones de la filial argentina.

“Agradecemos a Gabriel por su dedicación a Crown Point. Esperamos con ansias comunicar a los accionistas los resultados del proceso de sucesión”, expresó Gordon Kettleson, presidente del Directorio, en el comunicado.

La empresa, constituida en Canadá y con operaciones centradas en la Argentina, mantiene actividades en cuatro cuencas productoras: Golfo San Jorge, Austral, Neuquina y Cuyana. La transición en el liderazgo ocurre en un momento en que la firma busca consolidar su presencia en el sur del país.

La apuesta de Crown Point

Tal como viene informando eolomedia, Crown Point había concretado una importante operación de crecimiento en la Cuenca del Golfo San Jorge. A través de dos hechos relevantes presentados ante la CNV a comienzos de junio, se confirmó la adquisición de activos en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas al oeste de Comodoro Rivadavia, por un valor que podría alcanzar los 61,4 millones de dólares.

Los acuerdos fueron firmados con Tecpetrol, YPF y Pampa Energía, e incluyen una participación operativa del 95% en las tres concesiones, además del 4,2% de las acciones en Terminales Marítimas Patagónicas (Termap). La operación contempla un pago base de 57,9 millones de dólares en efectivo, más una contraprestación contingente de hasta 3,5 millones de dólares sujeta a ingresos por venta de gas natural de la porción de Pampa, y 8 millones de dólares en inventarios y consumibles.

Los campos producen en conjunto 5.449 barriles equivalentes por día y cuentan con infraestructura que conecta con Rada Tilly, Caleta Córdova y el Gasoducto General San Martín. Tecpetrol transfiere entre el 52% y el 69% de las concesiones, YPF cede hasta el 9,53% y Pampa vende su 35,67% más un esquema de pagos variables.

SLB también centrará todos sus activos en Vaca Muerta

SLB confirmó su decisión de retirarse de la Cuenca del Golfo San Jorge y centrar todos sus activos en Vaca Muerta. Así lo confirmó el secretario adjunto del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, Carlos Gómez, en declaraciones radiales.

La notificación de la empresa de servicios es un un nuevo golpe a la golpeada industria hidrocarburífera de Chubut. La salida dejará a decenas de trabajadores en situación de despido y profundiza el deterioro de una región que enfrenta una baja sostenida en la actividad, sin señales claras de reactivación.

El retiro de SLB se produce en un contexto de fuerte reducción de la perforación, que según fuentes gremiales ya cayó un 45% en la cuenca. La compañía, una de las líderes globales en servicios especiales para la industria energética, se suma así a Halliburton, que meses atrás cerró su base local y despidió a 290 empleados.

En diálogo con Radiocracia, el secretario adjunto del Sindicato de Petroleros Privados del Chubut advirtió que la situación laboral es crítica. “Los trabajadores siguen operando, pero Schlumberger ha tomado la decisión que ya tomó Halliburton de irse de Comodoro Rivadavia, dejando al personal en situación de despido”, señaló.

La salida de la firma estadounidense no solo implica despidos directos, sino también un fuerte impacto en la red de pymes y contratistas locales que dependen de la actividad en los yacimientos convencionales. Según el dirigente gremial, la empresa comenzó a desactivar su base en la ciudad y avanza en negociaciones para el cierre de contratos con operadoras.

La retracción de la perforación, sumada a la ausencia de políticas de incentivo específicas para las cuencas maduras, genera un efecto dominó sobre las empresas que prestan servicios especiales y operativos. Sin contratos activos ni volumen de trabajo, muchas compañías no pueden sostener a su personal y recurren a esquemas de retiros voluntarios o directamente a despidos masivos.

“Las empresas no pueden facturar si no hay actividad, y eso impacta directamente en la capacidad de sostener los puestos de trabajo”, subrayó Gómez.

Vaca Muerta se lleva dos de cada tres pozos nuevos del país

Vaca Muerta es el motor hidrocarburífero del país. Su desempeño permitió que la Cuenca Neuquina se consolide como la principal región productiva y se comience a pensar en un polo exportador. Los números son cada vez más contundentes y cada día que se pasa se alcanza un nuevo récord en el shale neuquino.

Una muestra de ello es que la Cuenca Neuquina concentra más del 65% de los pozos productivos terminados en el primer semestre del año. Así quedó establecido en el Reporte Estadístico Oil & Gas elaborado por Oil Production Consulting con datos de la Secretaría de Energía.

El documento detalla que en el primer semestre se completaron 336 pozos en todo el país, de los cuales 221 se realizaron en la Cuenca Neuquina gracias al impulso Vaca Muerta.

El resto de las cuencas quedó muy por detrás. La Cuenca del Golfo San Jorge, cumbre de la producción convencional, finalizó 115 pozos, lo que representa el 34,2% del total nacional.

En contraste, las cuencas Cuyana, Austral y del Noroeste no registraron ningún pozo productivo terminado durante los primeros seis meses del año.

NeoSteer Max la herramienta clave para lo que viene en Vaca Muerta.

Estancamiento en las cuencas maduras

La falta de actividad en las cuencas más tradicionales del país preocupa a las provincias productoras y a los trabajadores del sector. En lo que va de 2025, la Cuenca Cuyana, la Austral y la del Noroeste no sumaron ni un solo pozo productivo nuevo. En la mayoría de los meses, los informes oficiales señalan directamente una actividad nula. Esto confirma una tendencia que se viene consolidando desde 2022: la reconversión hacia el no convencional en detrimento del mantenimiento o desarrollo de los campos maduros.

Además, la falta de perforaciones implica una menor renovación de la base productiva, afectando tanto la producción como el empleo en esas regiones. Mientras en Neuquén se terminaron 42 pozos solo en junio, en esas cuencas el número fue cero.

Vaca Muerta como un imán

La Cuenca Neuquina no solo lidera en cantidad de pozos terminados, sino también en pozos productivos de petróleo y gas. En el semestre, Neuquén acumuló 158 pozos de petróleo y 58 de gas, según los registros oficiales. Esto contrasta con la Cuenca del Golfo San Jorge, donde se finalizaron 96 pozos en total, de los cuales 90 fueron de petróleo y 6 fueron de gas.

En términos mensuales, Neuquén registró picos de actividad en marzo, abril y junio, con cifras que superaron los 30 pozos mensuales terminados. Por ejemplo, en junio se finalizaron 42 pozos en la cuenca, una cifra que quintuplica la de cualquier otra cuenca en ese mismo mes.

La disparidad entre cuencas no solo refleja el atractivo geológico y económico de Vaca Muerta, sino también la falta de políticas activas que incentiven la inversión en las regiones con producción convencional.

Al no haber nuevos pozos, el horizonte de producción para ese tipo de yacimientos se achica, agravando un ciclo de declino natural que ya lleva años.

“YPF es la responsable de todos los pasivos ambientales”

La polémica reversión del bloque Restinga Alí dejó mucha tela por cortar en Chubut. Hubo acusaciones cruzadas y el plan de remediación de YPF dejó más dudas que certezas. Sin embargo, el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, fue contundente al referirse al proyecto aprobado en la Legislatura chubutense.

En diálogo con la prensa, el jefe comunal afirmó sin rodeos: “YPF es la responsable de todos los pasivos ambientales”, y exigió mayor transparencia en los procesos de desinversión y transferencia de áreas.

Asimismo, Macharashvili cuestionó la falta de documentación oficial que detalle la magnitud de los pasivos ambientales generados en Restinga Alí, como también en los clústers transferidos a PECOM. Aunque reconoció que esta última también debe asumir su parte, Macharashvili fue enfático: “La responsabilidad primaria es de quien genera esos pasivos”.

Además, sostuvo que la Municipalidad aún no recibió información técnica precisa por parte de la operadora estatal. “Nos habían informado que se estaba trabajando, pero no con la documentación. Por ese motivo dijimos que queremos la documentación para tenerla, analizarla y hacer las evaluaciones”, explicó.

Reclamos en la toma de decisiones

El intendente explicó que el municipio viene trabajando junto a la provincia en el proceso de reversión, pero señaló que la participación local no puede limitarse a recibir decisiones ya tomadas. “Debemos tener información anticipada de cómo se trabajó esa detección de los pasivos, los análisis de todo eso y no enterarnos ya con los hechos consumados”, remarcó.

Macharashvili reclamó poder intervenir activamente junto con las áreas técnicas provinciales para evaluar la situación ambiental del bloque y garantizar que los datos también lleguen a los concejales y a la ciudadanía. “Vamos a seguir trabajándolo porque nadie queda exento de la responsabilidad de esos pasivos”, advirtió.

Frente a la compensación de 25 millones de dólares que YPF se comprometió a aportar por la reversión, el intendente evitó dar una evaluación definitiva hasta contar con el detalle completo del acuerdo. No obstante, adelantó que parte de esos fondos serán destinados a remediación y obras sensibles para la ciudad.

YPF y su visión para Chubut

Consultado sobre el futuro de la compañía en Chubut, Macharashvili confirmó que “YPF se va del convencional”, pero que mantendrá presencia en otros segmentos clave: “Se va a quedar con YPF Luz, con YPF Energía, porque se está trabajando en energías, en plantas modulares nucleares”. También señaló que la petrolera conservará algunas áreas no convencionales para evaluar su potencial en función de los resultados obtenidos por Pan American Energy en la formación D-129.

El intendente vinculó este proceso a un cambio estructural en toda la Patagonia. “Obviamente nos preocupa. No solamente en esta cuenca, sino en todas las áreas hidrocarburíferas que han tenido sus cuencas convencionales”, alertó. Recordó que el declino productivo era previsible, pero cuestionó que no se haya planificado a tiempo una reconversión económica.

Según Macharashvili, el avance tecnológico, que reduce la necesidad de mano de obra, aceleró una transición que no encontró a las comunidades preparadas. “Lo que se hacía con 20 personas, hoy se hace con 10 o con 5”, ilustró. Por eso, insistió en la necesidad de generar nuevos empleos vinculados a la innovación: “Tenemos que tener la capacidad de la reconversión y ser más eficientes. Eso es lo que se está buscando con la innovación tecnológica, trabajando con el CONICET, con la universidad, con empresarios privados”.

Los gremios petroleros se plantan: “No vamos a permitir atropellos”

Más allá del crecimiento de Vaca Muerta, la industria pasa por un momento de incertidumbre debido a los despidos que vive el sector. En este sentido, los principales gremios petroleros se reunieron este miércoles para delinear una estrategia común y buscar una alternativa a la cesantía de los trabajadores.

La cumbre contó con la participación de Marcelo Rucci, por Río Negro, Neuquén y La Pampa; Rafael Güenchenén, de Santa Cruz; Jorge Ávila, de Chubut y José Llugdar, de los Jerárquicos de la Patagonia Austral.

Los dirigentes coincidieron en que la situación es crítica. La recesión, la falta de inversiones y el recorte de operaciones en las distintas cuencas comienzan a impactar en los puestos de trabajo. En las distintas cuencas ya hay despidos y los gremios temen que el panorama se agrave en las próximas semanas.

El panorama más difícil lo atraviesan Chubut y Santa Cruz. La reconfiguración de su estructura está atravesada por perdida de puestos de trabajo de manera escalonada, migración de empresas y perdida de mano de obra calificada debido a que muchos especialistas deciden reubicarse en Vaca Muerta.

Los argumentos de la baja de trabajadores son claros: las empresas argumentan baja rentabilidad para seguir operando y reclaman una nueva forma de trabajar en cada región. Frente a esta realidad, los gremios resolvieron conformar una mesa de seguimiento permanente que permita monitorear la evolución de cada cuenca y actuar de forma coordinada.

Si bien los sindicatos están abiertos al diálogo, no descartaron realizar un plan de acción si los despidos avanzan en los próximos días. El temor de los dirigentes es que una ola de telegramas se reproduzca en cada una de las cuencas productivas.

Los gremios petroleros discutirán por separado la paritaria 2024/2025.

Criticas a Nación

Más allá del contexto de incertidumbre, los dirigentes gremiales apuntaron a la falta de rumbo del Gobierno nacional en materia energética. Es que los sindicalistas consideran que la desregulación del sector, sin controles ni incentivos claros, agrava la recesión y paraliza inversiones clave para sostener la producción.

En consecuencia, pidieron una intervención más activa del Estado para garantizar la continuidad de las operaciones en todas las cuencas del país, desde la Cuenca del Golfo San Jorge hasta Vaca Muerta.

Una de las alternativas que evalúan los gremios es la reactivación de la UTPA (Unión de Trabajadores Petroleros de la Argentina) para unificar voces y potenciar el reclamo ante los distintos niveles del Estado y las cámaras empresariales del sector.

¿Vuelve la UTPA?

La UTPA quedó conformada el 29 de marzo de 2022. El bloque petrolero fue creado a pocos días de comenzar la paritaria 2022/2023 en pos de mejorar las condiciones para el desarrollo de la industria en las provincias con actividad.

La firma del acta se realizó en Neuquén Capital bajo la premisa de “generar y reforzar acciones destinadas a la defensa de los derechos de los trabajadores del sector hidrocarburífero de la Argentina”.

Sin embargo, el bloque comenzó a perder peso cuando los sindicatos decidieron entablar discusiones paritarias por separado. Ahora, parece que la decisión es reflotar la organización ya que se acordaron periódicas para evaluar el impacto de la crisis que atraviesa el sector.

“Apuntamos a que la cuenca sea más competitiva y se generen fuentes laborales”

El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, participó en Buenos Aires de la cumbre de la Cuenca del Golfo San Jorge que se realizó en la Casa del Chubut.

Estuvieron presentes el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, representantes de las empresas PECOM, YPF, CAPSA/CAPEX, Pan American Energy y Tecpetrol, legisladores e intendentes de la provincia con el fin de unificar el pedido que gira en torno a la eliminación de los derechos de exportación a los hidrocarburo convencionales, que aplican actualmente un alícuota del 8 % sobre el crudo.

A través de la unidad de voces, se busca sostener la actividad en la Cuenca, y acceder a un esquema de alivio fiscal, motivo por el que se firmó una nota dirigida al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, solicitando formalmente la eliminación de los derechos de exportación.

En este sentido, Macharashvili, volvió a hacer hincapié sobre la necesidad de trabajar en consecuencia desde la unidad provincial y regional para defender la producción hidrocarburífera al asegurar que “una alícuota de 8% influye directamente en las decisiones de inversión de las empresas, ya que dicho impuesto impacta sobre la rentabilidad de las operaciones y esto repercute considerablemente el desarrollo económico de la región”. Al tiempo que aseguró que, a través de diversas gestiones, “apuntamos a que la cuenca sea más competitiva y se generen fuentes laborales”.

Asimismo, expresó su compromiso de gestión para avanzar en bloque en la búsqueda de soluciones y alternativas que permitan aprovechar el potencial de recursos de las cuencas maduras, que siempre han aportado al país a través de su producción. “El reclamo consiste en la solicitud de herramientas que nos permita activar el mercado que hoy se encuentra limitado en su desarrollo económico y por ende en las inversiones”, explicó

“Seguiremos golpeando puertas en defensa de la producción de la Cuenca del Golfo San Jorge que tanto le ha aportado al país y concretando acuerdos entre los gobiernos, las empresas y las comunidades locales, para asegurar que el desarrollo de los hidrocarburos se realice de manera responsable y sostenible. Además, realizaremos seguimientos de todos los programas de desarrollo de las operadoras, a los efectos de verificar e ir evaluando sus evoluciones increméntales y con ello la generación de empleos”, ponderó.

Hay que destacar que, en el encuentro, también se procedió a la ratificación del Acuerdo de Competitividad, rubricado en mayo y aprobado por la Legislatura de Chubut en el mes de junio, que promueve el sostenimiento del empleo, la inversión y la producción en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Cuánto pagará Crown Point por los activos de Tecpetrol en Chubut

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

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

Una inversión de peso

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

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

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

Detalles por empresa

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

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

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

Los próximos pasos de Crown Point

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

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

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

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

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

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

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

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

Desafíos en un marco de precio bajos

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

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

Competitividad

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

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

El programa de Crown Point

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

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

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

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

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

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

Una geología más compleja

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

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

La nueva vida para el convencional.

Del pozo piloto al modelo económico

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

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

El cambio que propone PAE

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

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

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

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

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

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

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

Condiciones necesarias

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

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

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

Incentivos, impuestos y exportación

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

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

Un sueño en el Golfo

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

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