Pecom explotará reservas no desarrolladas en Chubut

Pecom avanza con su plan de inversión en Chubut. La compañía explotación de reservas no desarrolladas mediante inyección de polímeros en el área Escalante – El Trébol después que el Gobierno provincial autorizara la baja de regalías del 3% sobre su producción base y del 6% sobre los incrementales obtenidos a partir de nuevas inversiones.

El Decreto Provincial N° 325/2025 se encuadra en la realización del proyecto “Incremental: Explotación de reservas no desarrolladas – Inyección de Polímeros El Trébol Bloque III”.

Las proyecciones realizadas indican que en el término de tres años la producción podría incrementarse un 50% desde el nivel actual. Si bien la alícuota de regalías es menor, el volumen incremental permite una mejora de la recaudación en el mediano plazo, al mismo tiempo que se garantiza la sostenibilidad laboral.

Cabe recordar que la regalía standard que se abona en la provincia equivale al 12% del valor de los hidrocarburos y, además, en Chubut se adiciona el pago del Bono compensación de los Hidrocarburos para el Desarrollo Sustentable, de igual naturaleza, que suma un 3%, resultando en un total del 15%.

El Plan de Pecom

Entre los considerandos de la norma se señala que la reducción de regalías posibilitará a la empresa potenciar el plan de inversiones inicial y adelantar la ejecución de los principales proyectos en cartera.

En su conjunto, los proyectos de recuperación secundaria y terciaria a desarrollarse contemplan la perforación 67 pozos nuevos, reparación 46 pozos inyectores, reparación de 46 pozos productores, montaje de dos plantas de inyección de polímeros, construcción de facilites de producción y la perforación de nuevas zonas profundas aun sin explotarse. La actividad física comprometida involucra una inversión estimada de 204 millones de dólares.

“Priorizamos, obviamente, a aquellas empresas que apuestan por la provincia y asumen el compromiso de incrementar los niveles de inversión”, precisó el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, e indicó que la materialización de este proyecto constituye “una herramienta clave para mitigar el impacto de vaivenes de precio como los que experimentamos actualmente producto de una guerra arancelaria ajena a nosotros”.

“De esta manera, estamos asegurando el incremento de la actividad y la preservación de las fuentes de trabajo en el sector”, destacó el mandatario chubutense respecto a la medida que se extenderá por un periodo de 10 años y establece la realización de inversiones de cumplimiento obligatorio. “Esto redundará en beneficios tanto para la provincia como para los distintos actores de la cadena de valor”, aseguró.

La reducción de regalías permitirá a la compañía llevar adelante un plan de inversiones aún más agresivo que el que oportunamente había planificado al momento de la adquisición del área, en octubre de 2024. Así, ante los desafíos económicos y fluctuaciones en los mercados energéticos, “consideramos que es fundamental promover medidas de alivio fiscal que garanticen la sostenibilidad del empleo y la continuidad de las operaciones en la región”, indicó el gobernador.

Escalante – El Trébol

La concesión de explotación Escalante – El Trébol inició su producción en la década del 30 y fue adquirida por Pecom en octubre del 2024. En términos de producción, diariamente se extraen 1.010 m3/d de petróleo a través de 673 pozos principalmente enfocados en la recuperación secundaria y terciaria.

A partir del traspaso de áreas, se reanudó la actividad contando hoy con 1.150 trabajadores directos e indirectos en función. Recientemente se incorporaron a la operación 6 equipos de torre, incluido un equipo perforador que son la base del desarrollo futuro que prevé la compañía.

Desde el Ministerio de Hidrocarburos de la Provincia se aclaró que la sanción de la nueva norma deroga el Decreto Provincial N° 166/2022, incorporando el incentivo de dicho programa al nuevo régimen con aplicación en toda el área de concesión

PAE y un anuncio que marcará un “antes y un después” en Chubut

El lunes en Trelew se realizará un anuncio que renovará las expectativas en la Cuenca del Golfo San Jorge. Así lo aseguró el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, sobre el proyecto estratégico de Pan American Energy (PAE), destinado a reactivar la actividad petrolera y redefinir el futuro energético de la provincia.

En diálogo con la prensa, Torres evitó dar detalles concretos, aunque aseguró que se trata de una iniciativa trascendental: “Va a ser uno de los proyectos más importantes de mi gestión”, afirmó. La presentación incluirá medidas de alivio fiscal, seguridad jurídica y un fuerte respaldo de los gremios del sector.

PAE y la posibilidad de reactivar la cuenca

El mandatario provincial explicó que el anuncio marcará “un antes y un después” para la matriz productiva de la región. Según detalló, el objetivo es demostrar que aún en escenarios adversos —producto de decisiones desacertadas, crisis internacionales y la caída de los precios del crudo— es posible generar un cambio real.

“Vamos a mostrar que, con reglas claras y un sistema impositivo más ordenado, se puede atraer inversión. En un momento donde reina la incertidumbre, esta iniciativa tiene un valor estratégico para toda la provincia”, subrayó Torres.

Además, destacó el rol central de PAE y de los sindicatos, quienes acompañan el proceso no solo garantizando la paz social, sino también comprometiéndose con una transformación productiva basada en la competitividad.

Un Estado presente

“Tenemos que competir adentro y hacia afuera”, señaló el gobernador. En ese sentido, destacó la articulación entre el Estado, el empresariado y los trabajadores como una de las claves del nuevo modelo productivo. “El lunes vamos a demostrar que no solo es posible, sino que se puede hacer de forma conjunta”, remarcó.

Al ser consultado sobre los pormenores del plan, Torres insistió en mantener la expectativa hasta el lunes: “Tenemos los datos concretos y son buenas noticias. Vamos a explicar cómo revertir la caída en la producción y cómo recuperar el empleo vinculado al sector petrolero”.

El evento central será al mediodía en Trelew. Posteriormente, se realizarán dos reuniones más: una con los gremios y otra con las operadoras. La idea es construir consensos duraderos y evitar errores del pasado.

Complementariedad con Vaca Muerta

Torres también aclaró que el enfoque no busca competir con otras regiones petroleras como Neuquén, sino complementarse: “Esto no es una pelea con Vaca Muerta. Somos provincias hermanas que deben potenciarse mutuamente”.

Finalmente, resaltó que el nuevo esquema fiscal, junto al compromiso multisectorial, permitirá reposicionar a Chubut como un actor clave dentro del mapa energético nacional. “El Estado tiene que ser un facilitador, marcar el rumbo y dejar en claro que acá hay futuro”, afirmó.

El convencional y un régimen de incentivos para reactivar la producción

El convencional está en caída libre. La reconfiguración del mapa petrolero genera preocupación en las provincias, pero principalmente en la Cuenca del Golfo San Jorge donde hay preocupación de que los despidos sigan aumentando y el ingreso por regalías sean cada vez más bajos.

La diputada nacional por Chubut, Ana Clara Romero, presentó un proyecto de ley que impulsa un régimen de incentivos para la inversión en hidrocarburos convencionales, con el objetivo de frenar el declive productivo en yacimientos maduros. La iniciativa busca reactivar la actividad en las provincias de Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Neuquén, Río Negro y Salta, entre otras.

El régimen está orientado exclusivamente a los yacimientos de hidrocarburos convencionales, que han sufrido una merma sostenida en su producción debido al agotamiento natural, la menor presión en los pozos y el aumento de costos operativos. La ley no incluye a proyectos de tipo offshore ni no convencionales.

Uno de los pilares del proyecto es ofrecer seguridad jurídica y fiscal por 30 años, lo que significa que las empresas no se verán afectadas por cambios tributarios, aduaneros o cambiarios una vez aprobado su proyecto de inversión. Esto representa una ventaja clave frente a la volatilidad que afecta al sector energético.

Incentivos fiscales, aduaneros y financieros

Las empresas que se acojan al régimen y cumplan con los requisitos establecidos accederán a una serie de beneficios económicos concretos. Entre ellos se incluye una amortización acelerada del Impuesto a las Ganancias sobre inversiones en infraestructura, equipamiento y obras civiles directas.

Las importaciones y compras locales de bienes y servicios estarán exentas de derechos de importación, con una alícuota del 0%, al igual que la exportación de hidrocarburos convencionales extraídos bajo este régimen. También se establece una alícuota reducida del 25% para el Impuesto a las Ganancias, en lugar del 35% habitual.

 

Proyecto convencional Ana Clara Romero

 

Otro beneficio clave es la deducción del 50% de los gastos en prospección, exploración y abandono de pozos, siempre que estén contemplados en el plan aprobado. A su vez, las empresas podrán computar el IVA con una alícuota preferencial del 10,5% en la adquisición de bienes de capital.

El proyecto también contempla el acceso a líneas de crédito preferenciales para financiar equipos, tecnología e inversiones en seguridad ambiental. Estas líneas estarán disponibles para empresas beneficiarias y sus proveedores vinculados a las tareas de extracción y desarrollo.

Requisitos, control y adhesión de provincias

Para acceder al régimen, las empresas deben estar inscriptas en el Registro de Empresas Petroleras del Estado Nacional, no tener deudas fiscales ni previsionales y presentar un proyecto con una duración mínima de cinco años. También podrán asociarse con otras firmas jurídicas que cumplan con los mismos requisitos.

La Secretaría de Energía de la Nación será la autoridad de aplicación encargada de evaluar, aprobar y monitorear cada proyecto, así como de dictar las normas complementarias y aplicar sanciones por incumplimiento. Los beneficios cesarán automáticamente si se detecta el incumplimiento sustancial del plan de inversión aprobado.

El régimen solo se aplicará en aquellas provincias que adhieran formalmente mediante una ley. A su vez, las provincias y municipios que se sumen no podrán cobrar más del 15% en regalías sobre el petróleo y gas producido, y deberán ofrecer un descuento mínimo del 30% en el Impuesto de Sellos.

Un pedido convencional

La iniciativa surge como respuesta al abandono progresivo de pozos y al creciente desinterés en el segmento convencional, debido al auge de los hidrocarburos no convencionales como Vaca Muerta. Sin embargo, el petróleo convencional sigue representando una porción significativa de la matriz energética del país.

Según datos incluidos en el proyecto, solo en Chubut existen más de 21.000 pozos perforados, de los cuales casi 12.000 están inactivos o abandonados. Además, el alto costo de producción y la baja rentabilidad han generado pérdidas millonarias en exportaciones y caída de ingresos fiscales.

El proyecto plantea que medidas como las aquí propuestas pueden recuperar pozos marginales, generar empleo de calidad y fortalecer las economías regionales. También busca complementar al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), que no contempla específicamente este segmento productivo.

Calfrac y Superior también dejarían Chubut para centrarse en Neuquén

El convencional sigue sufriendo los coletazos de su caída de la actividad. Las perspectivas marcan que el 2025 será mucho más duro de lo que fue el 2024 y todo es incertidumbre en Chubut. El retiro de Halliburton fue un puñal para la Cuenca del Golfo San Jorge y las malas noticias no paran de llegar.

A este oscuro panorama se le suma la posibilidad del retiro de Calfrac y Superior de la región para centrarse exclusivamente en Neuquén. Así lo comunicó el tesorero del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables de Chubut, Héctor Millar.

“Estamos con mucha bronca y enojo. Atravesamos uno de los peores momentos de la industria, a todas las empresas que operan en la Cuenca se les pidió que hagan un esfuerzo a fin de salvaguardar la mayor cantidad de puestos de trabajo y nos salen con esto”, sostuvo el dirigente gremial en diálogo con La Petrolera.

“En las peores crisis aparecen estos zánganos pidiendo determinadas condiciones sino amenazan con irse. Si no le es rentable se pueden ir, no vamos a aceptar bajo ningún punto que extorsionen a los trabajadores”, subrayó.

Otro golpe para Chubut

Según el dirigente gremial, la situación se desencadenó luego que la operadora les pidiera una reducción tarifaria de sus operaciones y les ofreció la posibilidad de acompañarlos tarifariamente en Neuquén a cambio de cerrar la base en Comodoro Rivadavia.

“No es algo que esto se veía venir, que lo estábamos previendo, que lo podíamos haber previsto. No, esto es algo que se da ante esta crisis de baja actividad que hacen estas empresas que pretendan llevarse sus activos a otro lugar para seguir generando lo que generaban acá. Y no está mal a nivel empresarial lo que tienen visto”, consideró Millar.

“Lo que sí nosotros le decimos a las operadoras es ‘díganos a dónde va la gente porque hay empresas que hacen ese servicio’. Nosotros de esa manera no le vamos a impedir en nada a esta empresa de retirarse si no es su deseo continuar trabajando en Chubut”, advirtió.

Asimismo, el dirigente gremial sostuvo que las empresas de servicio propusieron una reducción de los salarios de los trabajadores para seguir operando en la Cuenca. Esto fue rechazado por el gremio: “El secretario general dejó muy en claro que esta situación no va a suceder, si se quieren ir que agarren todas sus cosas y se vayan”, indicó.

En este sentido, Millar adelantó que “no se va a permitir que esta gente saque provecho de una situación de crisis. Si las empresas pretenden ajustarse a costas de los trabajadores que levanten campamento y se vayan”.

Pese al cartel de venta, YPF tiene planes para Manantiales Behr

Horacio Marín confirmó que YPF dejará sus operaciones en los yacimientos convencionales para abocarse al desarrollo de Vaca Muerta. La riqueza del shale y los proyectos en carpeta obligan a las compañías a desprenderse de sus activos menos rentables para inyectar la mayor cantidad de capital posible en la formación no convencional.

Uno de los últimos bloques que le queda a la empresa de mayoría estatal en la Cuenca del Golfo San Jorge es Manantiales Behr. El área explica gran parte de la industria hidrocarburífera, pero además es uno de los bloques más productivos del país.

Si bien cuando finalicen las obras de evacuación que espera Vaca Muerta, el ranking de productividad estará dominado por los proyectos no convencionales, Manantiales Behr sigue siendo un tanque para la actividad.

Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, el área está dentro del top 5 de los bloques más productivos a nivel nacional (tomando convencional y no convencional). Para tomar relevancia de su magnitud, en enero produjo 24.886 barriles de petróleo por día (bbl/día) y en febrero logró la marca de 25.358 bbl/día.

 

YPF venderá Manantiales Behr.

El plan de YPF

Las ofertas por Manantiales Behr ya comenzaron a llegar y se espera que antes de diciembre de este año YPF se desprenda del último bloque que le queda en Chubut. Sin embargo, la compañía todavía sigue impulsando proyectos de recuperación terciaria.

Según lo informado por la empresa en su reporte anual en la “Securities and Exchange Commission”, el 2024 se centró en el desarrollo de proyectos de inyección de polímeros en Manantiales Behr.

En el proyecto Grimbeek Norte II, un piloto de inyección secundaria de polímeros (sin inundación convencional de agua previa), que representó el 33% de la producción terciaria de la Región Sur en 2024, con un promedio de 2.500 bbl/día, continúa impulsando la producción de petróleo desde 2022.

“Motivada por los resultados obtenidos, la compañía planea comenzar la masificación hacia dos zonas adicionales en 2025. Con la intención de ampliar los resultados del bloque Grimbeek Norte II, en el cuarto trimestre de 2024 se inició un nuevo proyecto de inyección de polímeros en el bloque Grimbeek Central, cuyos primeros resultados se esperan a partir de diciembre de 2025”, destaca el archivo.

También tiene iniciativas para el yacimiento El Alba Valle, dentro del bloque Manantiales Behr, que desde 2023 continúa un proyecto de inyección de polímeros que ha impulsado la producción con resultados superiores a los esperados. “Este piloto de inyección se llevó a cabo en la formación Complejo III, que hasta entonces no había sido probada, y alentada por estos resultados, la compañía está analizando expandir el proyecto hacia dos zonas adicionales del yacimiento El Alba Valle”, subraya el documento.

YPF se hará cargo del pasivo ambiental que deja en Santa Cruz

El Gobierno de Santa Cruz alcanzó un principio de acuerdo con YPF para que, al retirarse de los yacimientos convencionales en la provincia, asuma la responsabilidad de remediar los pasivos ambientales generados durante años de operación.

La decisión fue anunciada por Claudio Vidal, quien remarcó el valor de esta negociación, que fuera concretada en Casa de Santa Cruz, como parte del compromiso de la provincia de garantizar una salida ordenada y responsable de la empresa estatal.

“Después de mucho tiempo pudimos llegar a un principio de acuerdo. No es fácil discutir con YPF en las condiciones con respecto a su salida de yacimientos convencionales de todo el país y obviamente en nuestra provincia”, expresó el mandatario.

Hasta ahora, la práctica habitual en la industria petrolera había sido que las operadoras, al abandonar sus concesiones, trasladaran el pasivo ambiental a las provincias o a las empresas entrantes.

“En un hecho inédito, nunca visto en el país, la operadora YPF se retira, pero se hace cargo del pasivo ambiental que ha generado en los años de operación en yacimientos de la provincia de Santa Cruz”, subrayó Vidal.

YPF y una decisión de peso

Según lo informado, el acuerdo contempla que YPF realice un estudio técnico previo y que comience la contratación de empresas de servicios que llevarán adelante las tareas de remediación. En los próximos días se definirá el cronograma de ejecución de las obras.

“Hoy tenemos un principio de acuerdo, y esto nos abre la posibilidad de ir cerrando distintos temas dentro de lo que significa la sanidad de YPF”, detalló el Gobernador. Además, anticipó que muy pronto comenzarán a operar nuevas empresas en los yacimientos abandonados por la petrolera estatal, con el acompañamiento de la empresa Fomicruz (Fondo Minero de Santa Cruz).

“Repito, esto costó muchísimo. Quiero agradecer a todo el equipo del Ministerio de Energía y Minería de la provincia. La verdad que han realizado un gran trabajo”, destacó Vidal.

“Estoy sumamente convencido de que en los próximos meses vamos a comenzar un proceso de recuperación de la producción petrolera, en los yacimientos que hoy tiene YPF y que más adelante tendrá otro operador o varios, según las propuestas que tenga Fomicruz”, aseveró.

Cuenca del Golfo San Jorge: la urgencia de un ajuste para sobrevivir

La Cuenca del Golfo San Jorge atraviesa un momento crítico. Con la retirada de YPF y Tecpetrol, las señales de alarma sobre la viabilidad económica de la región resuenan con fuerza. La escalada de costos operativos, sumada a una producción en declive, deja a la industria ante un desafío ineludible: reestructurar o sucumbir.

Durante los últimos años, la cuenca ha enfrentado una caída sostenida en la producción de crudo sin medidas contundentes para revertir el escenario. Hoy, los costos operativos han alcanzado niveles críticos, poniendo en jaque la rentabilidad de numerosos yacimientos.

La amenaza de despidos masivos y el impacto en la economía regional generan tensiones crecientes entre los trabajadores y las autoridades, que intentan contener la situación.

Marcelo Hirschfeldt, titular de Oil Production Consulting, advirtió sobre la gravedad del problema: “Los costos de operación en la Cuenca del Golfo San Jorge son insostenibles. La reestructuración es una necesidad ineludible para garantizar la continuidad de la industria”.

Empresas en fuga en la Cuenca

Uno de los fenómenos más preocupantes es la migración de empresas de servicios a Mendoza, donde los costos pueden ser hasta un 30% inferiores. “Las empresas están buscando mejores condiciones económicas y operativas. Mendoza se está convirtiendo en un polo atractivo debido a su competitividad”, destacó Hirschfeldt en diálogo con Radio del Mar.

Este desplazamiento de actores clave no solo debilita la estructura de servicios en Chubut, sino que también evidencia la urgencia de una reforma profunda para evitar el colapso del sector.

Con más de 13.000 pozos en actividad, el desafío es lograr mayor eficiencia con menos recursos. “El problema es que cada vez se extrae más agua para obtener menos petróleo, y eso dispara los costos”, explicó el especialista. La implementación de tecnologías más eficientes y la optimización de los procesos operativos se presentan como las únicas alternativas viables para evitar una crisis irreversible.

La Cuenca del Golfo San Jorge enfrenta un futuro incierto, pero la clave para su supervivencia está en la capacidad de adaptarse. La reducción de costos y una gestión más eficiente podrían redefinir su destino y mantener a flote una industria fundamental para la región.

Reunión clave para que seguir fortaleciendo la actividad de la Cuenca del Golfo San Jorge

El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharasvilli, recibió este miércoles en su despacho a Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy; y de Daniel Felici, vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales de la compañía. Durante el encuentro se reafirmó el compromiso de seguir fortaleciendo el desarrollo productivo de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Tras la reunión, el jefe comunal puso en valor la importancia de Pan American Energy como aliado estratégico de la región, y reconoció a Bulgheroni por seguir apostando a Comodoro Rivadavia.

“Agradezco profundamente la visita de Marcos y su interés por nuestra ciudad. Desde el Municipio seguimos trabajando junto al sector privado y los sindicatos para garantizar inversiones que generen empleo, impulsen el crecimiento económico y consoliden a Comodoro como el corazón productivo de Chubut. Nuestro objetivo es claro: que cada paso en el desarrollo energético de la Cuenca también se traduzca en más oportunidades y progreso para nuestra gente”, destacó el intendente.

 

 

El rol de PAE en la Cuenca del Golfo San Jorge

La compañía posee uno de los bloques petroleros de todo el país: Cerro Dragón. La nave insignia del convencional solo es superado por Loma Campana, el tanque del shale oil y quien marcó el inicio de Vaca Muerta.

Además de ser sinónimo de productividad, Cerro Dragón es un faro de sustentabilidad. Para tomar referencia del desafío que implica operar Cerro Dragón, el bloque abarca aproximadamente 3.500 kilómetros cuadrados y cuenta con más de 4.200 pozos productores activos.

La productividad por pozo es baja, lo que hace imprescindible contar con más de 1.100 pozos inyectando 24 horas al día y desarrollar proyectos de recuperación secundaria y terciaria.

La magnitud de la operación incluye más de 100 instalaciones, 30 plantas de inyección, 2 plantas de tratamiento, 3 parques de tratamiento de gas y una capacidad de generación eléctrica autosuficiente, sin necesidad de conectarse a la red nacional.

Tal como viene informando eolomedia, PAE viene desarrollando tareas de exploración no convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge. Rio Chico es el bloque elegido para llevar a cabo los trabajos que generan mucha expectativa para la región.

Más allá de Vaca Muerta: PAE realizaría otros cuatro pozos shale en Chubut

“No todas son malas para Chubut”. Con esas palabras Jorge Ávila celebró la decisión de Pan American Energy (PAE) de explorar el potencial no convencional de la Cuenca del Golfo San Jorge.

El secretario general del Sindicato del Petroleros Privados de Chubut se reunió con el CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, para repensar la actividad hidrocarburífera en la región de cara a lo que se viene en materia de exploración no convencional.

Tal como informó eolomedia, la operadora realizó un pozo exploratorio con objetivo shale gas en Rio Chico. La operación estuvo a cargo de DLS. El pozo PRCh.xp-1137(h) tiene una profundidad vertical de 2347 metros con una rama horizontal de 1500 metros y estuvo a cargo del equipo DLS 160. El proyecto también demandó unas 25 etapas de fractura que fueron realizadas por Halliburton.

Otras de las compañías involucradas fue Wenlen, por lo que se estima que más de 100 personas estuvieron vinculadas al proyecto.

LA renovada apuesta de PAE en Chubut

“Todos estamos apostando a que este pozo que se dio, tenga éxito para poder desarrollar cuatro pozos más en la provincia, que garantizarían un no convencional en la provincia”, subrayó Ávila.

“La exploración de los no convencionales en la Cuenca representan una apuesta fuerte a un nuevo potencial que va a incrementar sin dudas la actividad en la zona”, sostuvo el dirigente gremial y agregó “ojalá haya más empresarios con la visión y compromiso de Marcos Bulgheroni, que logren ver el gran potencial que todavía tiene el Golfo San Jorge e inviertan en la región”.

En el encuentro tanto los representantes de la operadora como el titular de petroleros convencionales reafirmaron su compromiso de repensar el presente y el futuro de la producción hidrocarburífera de Chubut; garantizando la paz social, la defensa de los puestos de laborales poniendo en valor los recursos de la Cuenca del Golfo.

“YPF no se va a ir de Chubut este año ni tampoco el próximo”

La incertidumbre se adueñó del convencional. Se viven momentos tensos donde un rumor pone en jaque a la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge. El miércoles estuvo marcado por la posibilidad de que YPF vendería Manantiales Behr y se retiraría totalmente de Chubut. Sin embargo, Jorge Ávila salió a desmentir esa posibilidad, pero confirmó que las ofertas existieron.

“Oficialmente hay ofertas que se hicieron hace tiempo, no ahora. Cuando el YPF quiso vender, hubo empresas que ofrecieron por Manantiales también. Pero no existe ni la mínima posibilidad de irse”, afirmó el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

“No vamos a aceptar que pase nada extraño y vamos a ir viendo todo el panorama”, advirtió el dirigente gremial en diálogo con La Petrolera.

En este marco, Ávila consideró que hay que entender la estrategia de las grandes operadoras que ya no priorizan el convencional. “Con el tiempo también hay que empezar a ver que operadoras como YPF, lamentablemente ya no están pensando en Chubut. Entonces, algún día va a llegar el momento en que se van a querer irse del todo. Pero no es en este momento, ni va a ser el año que viene”, destacó.

“Yo la oferta que tengo, la escuché en diciembre del año pasado, que Pecom había avanzado para quedarse con parte de Manantiales”, explicó y subrayó que solo son versiones. “De ahí a que pasen los hechos está muy lejos esta realidad. No sé de dónde salió la información, y cómo llega a los medios. Sí, la información está circulando hace más de 60 días”, consideró.

Asimismo, el titular de petroleros convencionales transmitió tranquilidad a sus representantes. “Yo le quiero dar tranquilidad a los trabajadores. Tranquilidad a los trabajadores que están en Manantiales, que YPF no se va a ir todavía este año, lo que no quiera decir que con el tiempo se tenga que ir porque su negocio ya está hecho en Vaca Muerta y no está con nosotros. Entonces, muy probablemente dentro de dos o tres años tome la valija y se vaya. Puede ser que sea así. Yo no lo voy a desmentir eso. Pero va a pasar dentro de un tiempo largo, larguísimo, si siguen las cosas, así como van”, afirmó Ávila.