YPF se iría de Chubut: la incertidumbre se adueña del Golfo San Jorge

El rumor era cada vez más fuerte. Nadie se animaba a decirlo en voz alta, pero comienza a tomar cada vez más forma: YPF tendría planeado irse definitivamente de Chubut.

Según pudo saber eolomedia, Horacio Marín, presidente de la compañía, le comunicó al directorio que se recibieron varias ofertas por Manantiales Behr, el último bloque que le queda a la compañía en la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Una de las particularidades de la reunión fue que no se pusieron plazos para la venta del área, pero se dejó asentado que Pecom es el principal interesado, que ya se quedó con los clústers Cañadón Perdido- Campamento Central y El Trébol – Escalante.

Interlocutores de la compañía habrían deslizado en reuniones en la región que YPF dejaría la provincia definitivamente en 2026. Nunca fue una confirmación oficial, pero los actores de la industria ya hablaban temerosamente del retiro de compañía de la provincia que la vio nacer.

YPF y un rumor que gana peso en una fecha clave

Los detalles de la reunión del directorio de YPF no pasaron desapercibidos en la Cuenca del Golfo San Jorge debido a una serie de cuestiones.

La primera es la más significativa: más allá de que no hay un proceso de venta confirmado, el rumor comenzó a circular en la antesala del aniversario de Comodoro Rivadavia, ciudad que creció junto al desarrollo de YPF.

El domingo es el cumpleaños de la Capital Nacional del Petróleo y sus dirigentes ya piden explicaciones. “Que salgan y digan qué es lo que van a hacer. No pueden tirar esto ahora como nada. No se le puede poner paños fríos a una decisión de este calibre”, sostuvo un actor de la industria en diálogo con este medio.

Otros recuerdan cuando hace un par de años Pablo González llegaba a celebrar el aniversario de la ciudad.

La segunda cuestión para tener en cuenta es que la relación entre las autoridades de YPF y parte de la dirigencia política empresarial de Chubut está rota desde febrero de 2023. Muchos empresarios señalaron que los titulares de la compañía de mayoría estatal “se borraron” y no brindan explicaciones.

En la misma sintonía se expresó Jorge Ávila. Es conocida la enemistad del secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut y Marín y esto marcaría un nuevo capítulo entre las dos partes.

Habrá que ver cómo se posiciona el Gobierno del Chubut. La administración de Ignacio Torres trata de mantener el equilibrio entre la compañía y el gremio de petroleros convencionales.

Un paro general en el Golfo San Jorge

El retiro de YPF del convencional se empantanó. Si bien todo comenzó de la mejor manera con el traspaso del clúster El Trébol – Escalante en octubre del año pasado, la venta de activos no se llevó a cabo tal como esperaban en el directorio.

A esto hay que sumarle que el retiro de la compañía de Santa Cruz es la más escandalosa de todas con denuncias de por medio y un plan de lucha por parte del Sindicato de Petroleros Privados.

El panorama se podría complicar si se le suman los petroleros que son liderados por Ávila. El dirigente apuntó contra los “interlocutores de Marín” y los mandó “a trabajar”.

“La verdadera historia es esta: hay que ponerse a trabajar y poder arreglar las cosas de la gente. Si no, no se va a poder armar una mesa como queremos. De Chubut (YPF) está cerquita de irse. En Chubut le queda arreglar un equipo, arreglar algunos retiros voluntarios y terminar a hacer la valija y decirles que con YPF terminamos un espacio. Pero la manera en que vamos nos obliga también a nosotros a pensar si tenemos que meternos en conflicto con Santa Cruz”, advirtió en diálogo con La Petrolera.

“De lo contrario, tenemos que ir a decirles que van a dejar todo como está y no nos queda otra que pelear. Y nosotros peleando somos buenos. Ahora no sabemos cómo poder encontrarle una vuelta al tema pacífico que quiere YPF, pero que ellos lo único que quieren es implementar presión”, subrayó.

“Se están cerrando acuerdos que no existen y aparecen un montón de cosas en el medio. Ellos están buscando irse de Chubut”, apuntó Ávila.

Halliburton despidió a casi 300 trabajadores y se podría paralizar la producción en Chubut

La incertidumbre que marcó el final del 2024 en Chubut parece que se extiende al comienzo de este 2025. El mapa del convencional se reconfigura, pero todavía sufre la inestabilidad que genera la migración de equipos al shale, la baja en la producción y los coletazos que puede generar el escenario político económico. La nueva pálida vino por parte de Halliburton.

La empresa de servicios envió 290 telegramas de despidos aduciendo la imposibilidad de garantizar rentabilidad a las operaciones que lleva adelante en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Los despidos fueron divididos entre 160 trabajadores convencionales y 130 jerárquicos. Un aspecto que preocupó a los operarios es que la base de operaciones ubicada en el barrio Industrial de Comodoro Rivadavia estaba cerrada con candados. Esto llevó al gremio de petroleros convencionales a realizar la denuncia en la Secretaría de Trabajo de Chubut.

“Halliburton Argentina violenta su obligación y compromiso de paz social asumido en las actas paritarias”, sostuvo el secretario adjunto del Sindicato del Petróleo, Gas y Energías Renovables de Chubut, Carlos Gómez.

Para el dirigente gremial, los despidos son injustificados por que se solicitó que los telegramas queden sin efecto. Sin embargo, la empresa de servicio ratificó la medida tomada. En tanto, la Secretaría de Trabajo dictó conciliación obligatoria para evitar que se ponga en juego la paz social. El viernes será la primera audiencia entre las partes.

“Ponen en juego la paz social”

En declaraciones radiales, Gómez manifestó que la actitud de Halliburton “es una falta de respeto” a la región y calificó la decisión de la compañía como “drástica y destructiva”.

El próximo paso que esperan los gremios es el despido de los trabajadores que se desempeñan en las empresas contratistas y subcontratistas de Halliburton.

“Esto es toda una cadena de valor que moviliza la perforación, los equipos de torre fundamentalmente con todo el sector de operaciones especiales y esta decisión tan drástica que ha asumido Halliburton más allá que al momento de cerrar el acta el responsable de recursos de operaciones laborales nos informaba que él había estado informando como corresponde, pero no pasa por informar el día anterior que va a mandar telegrama, pasa por generar el problema de la fuente de laburo”, cuestionó.

La fecha límite para Halliburton

“Las instrucciones son que se cumpla la conciliación y si no tenemos solución será el momento del paro general, pero se está poniendo todo el esfuerzo para preservar inversiones”, afirmó Gómez. La fecha limite será el viernes cuando se realice una asamblea en Comodoro Rivadavia.

“Se va a hacer la reunión con todos los trabajadores seguramente el día viernes para informar cómo se va avanzando en las gestiones ante cada una de las operadoras para solucionar el conflicto”, detalló el secretario adjunto del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

“Agotada la instancia de conciliación y si las operadoras y Halliburton no se ponen de acuerdo para solucionar el conflicto, se va a llevar adelante la medida de acción directa con un paro general de actividades en todos los yacimientos, pero primero se tienen que agotar la instancia de conciliación”, aseguró.

Asimismo, Gómez destacó que hay una intención de que la Cuenca del Golfo San Jorge entre en conflicto permanente haciendo alusión al conflicto que vive Santa Cruz por el retiro de operadoras y empresas de servicio.

“No queremos ser funcionales a todo lo que ha significado el gran problema que tiene que atravesar el gremio hermano de Santa Cruz, parece que alguna estrategia empresarial buscará ese objetivo, que no tengamos paz social en la Cuenca del Golfo San Jorge”, consideró.

Gómez aseguró que el gremio tiene su propia estrategia y que no será funcional “a los intereses que persiguen las empresas que hoy habilitan este conflicto tan importante”.

El procesamiento de crudo impulsa la oferta de combustibles

El sector de refinación en Argentina mostró un crecimiento significativo en el procesamiento de crudo durante noviembre de 2024, con un total de 537,6 kbbl/día. Este número representa un aumento del 3,4% en comparación con octubre de 2024 y del 8,3% frente a noviembre de 2022, según datos del informe de la consultora Economía & Energía.

Entre las principales cuencas, la Cuenca Neuquina lideró el procesamiento, alcanzando los 353,3 kbbl/día, lo que refleja un crecimiento interanual notable del 25,4%. Este desempeño consolida su posición como la principal fuente de suministro para las refinerías del país. En contraste, la Cuenca del Golfo San Jorge presentó una caída del 11,7% en comparación con noviembre de 2022, registrando 165,4 kbbl/día.

En tanto, las otras cuencas menores procesaron 18,9 kbbl/día, mostrando una disminución interanual aún más pronunciada del 31%.

Crudo en aumento

El crecimiento en el procesamiento de crudo también impactó positivamente en la oferta de combustibles líquidos, aunque con variaciones notorias entre las diferentes empresas y refinerías. En noviembre de 2024, la oferta total de naftas y gasoil alcanzó 1.891 mil m³, lo que representa un leve retroceso del 2,3% en comparación con octubre de 2024, pero un incremento del 5,9% frente al mismo mes del año anterior.

En cuanto a las ventas, el mercado presentó dinámicas mixtas. Las ventas totales de naftas registraron 845 mil m³, una caída del 4,8% interanual. Este descenso estuvo liderado por el desempeño de YPF, cuya comercialización bajó un 7,9% frente a noviembre de 2023, aunque sigue siendo el principal actor del mercado con 467 mil m³ vendidos. Shell y Puma presentaron resultados más favorables, con incrementos interanuales de 0,7% y 11,3%, respectivamente, mientras que Axion registró una baja del 1,3%.

Por su parte, las ventas de gasoil sumaron 1.213 mil m³, con una disminución interanual del 7,8%. Sin embargo, en este segmento, algunas empresas lograron destacarse. YPF, a pesar de ser el mayor vendedor con 684 mil m³, experimentó una contracción del 13,6% frente a noviembre de 2023. En contraste, Puma y Shell mostraron crecimientos interanuales del 13,3% y 6%, respectivamente, consolidándose como actores importantes en el mercado. Axion también reportó un leve aumento del 1,4% interanual en sus ventas.

Importaciones de combustibles

La oferta interna de combustibles se complementó con importaciones, que representaron un 2,7% y un 5,7% de la oferta total de naftas y gasoil, respectivamente, durante el período enero-noviembre de 2024. Este nivel de dependencia del mercado externo se mantiene dentro de parámetros manejables, aunque resalta la necesidad de seguir impulsando la capacidad de refinación local.

En términos de precios, los combustibles continúan reflejando el impacto de la inflación y las dinámicas internacionales. Según datos de la Secretaría de Energía, los precios promedio de las naftas y el gasoil en Argentina se mantienen competitivos en comparación con otros países de la región, pero los aumentos constantes afectan al consumidor final.

El mapa petrolero de Santa Cruz se reconfigura

La actividad hidrocarburífera de Santa Cruz se encuentra en un momento de cambio. Mientras busca que los activos de la parte sur de la Cuenca del Golfo San Jorge, no despega su atención sobre los resultados que arroja Palermo Aike, la hermana menor de Vaca Muerta.

En este marco, durante el año 2024, la administración de Claudio Vidal buscó construir un escenario de transición progresiva, que permitiera dar continuidad de las operaciones en las concesiones, incentivando el desarrollo de la industria y la generación de empleo genuino en Santa Cruz.

Es por ello que los objetivos giraron en torno al sostenimiento de los niveles de producción, contrarrestando la tendencia declinatoria; el mantenimiento y la generación de puestos de trabajo; el incentivo del desarrollo de áreas maduras, a través de proyectos de secundaria, terciaria y licitaciones de áreas vacantes; como así también la gestión de acuerdos que garantizaran la continuidad de la actividad, de manera prolongada.

También se trabajó en el incremento de las actividades de contralor y la fiscalización de los yacimientos, preservando el medio ambiente; ampliar el horizonte energético provincial, a través de la exploración de nuevas áreas, haciendo especial hincapié en el potencial de la nueva ventana productiva no convencional de la formación Palermo Aike, con la posibilidad de atraer nuevos inversores; en el aumento de la participación de empresas locales, proveedoras de insumos y prestadoras de servicios; junto al fomento permanente de la capacitación de los operarios del sector.

Traspasos e inversiones

Para alcanzar estos objetivos, en el último semestre del año, se concretó la cesión de áreas Koluel Kaike – El Valle y Piedra Clavada, de Pan American Energy (PAE) a Crown Point, comprometiendo para este desarrollo, una inversión de 41,5 millones de dólares hasta el 2026 en la producción de petróleo y gas; logrando además la implementación de un programa de trabajo contingente, que incluye la perforación de diez pozos adicionales, entre otras actividades, lo que implicaría una inversión de 90,8 millones de dólares.

Por su parte, PAE se comprometió a mantener sus operaciones en Cerro Dragón, avanzando con la exploración del área vecina Meseta Cerón Chico, ambas ubicadas en el norte de Santa Cruz, destacándose que en 2024 la compañía se encuentra ejecutando un plan de inversiones que alcanzará aproximadamente 90 millones de dólares en el año, lo que incluye la perforación de 22 pozos de desarrollo, un plan de 25 intervenciones de pozos en Cerro Dragón, y un pozo exploratorio en el área Meseta Cerón Chico, este último que de resultar exitoso, se podría desarrollar en los próximos años un potencial plan de trabajo de 35 pozos productores e inyectores en dicha área.

Además, luego de un largo proceso de trabajo y en conjunto con el impulso de la nueva gestión, se ha logrado culminar con el otorgamiento de prórrogas en las áreas El Valle, cuyo concesionario es Ingeniería Alpa S.A., y Anticlinal Aguada Bandera, perteneciente a Quintana E&P, logro a destacar dado que implica el desarrollo de áreas marginales en la Cuenca del Golfo San Jorge, garantizando la continuidad de la actividad y el compromiso de nuevas inversiones en las mismas.

Santa Cruz apunta al shale

En relación a las posibilidades y expectativas que representa la producción no convencional, con los primeros resultados de la exploración en la formación Palermo Aike, se busca producir de manera sostenida, y alcanzar acumuladas de hidrocarburos equivalentes a otras cuencas en desarrollo, por lo que el principal desafío es reducir costos operativos, a medida que la producción aumenta y lograr su rentabilidad.

Para alcanzar esta meta, se trabaja fuertemente en promocionar su potencial, y con esto, la nueva ventana productiva en la Cuenca Austral con la posibilidad de atraer nuevos inversores y, en consecuencia, aprovechar los múltiples beneficios para Santa Cruz.

Cabe destacar que este pozo se encuentra en el yacimiento Cañadón Deus, un área dentro de la Concesión El Cerrito, con una inversión que rondó los 60 millones de dólares, representando el primer pozo no convencional tipo shale, a través de la asociación entre YPF y CGC. Cuenta con una profundidad vertical de aproximadamente 3.500 metros, una rama horizontal de 1000 metros e implicó 12 etapas de fracturas. La perforación comenzó el día 20 de octubre de 2023 y finalizó el 21 de febrero de 2024.

Con este panorama, YPF anunció el inicio de la exploración no convencional en las áreas La Azucena y El Campamento Este, también en la zona de Palermo Aike, abarcando con sísmica 3D más de mil kilómetros cuadrados, que generará alrededor de 110 nuevos puestos de trabajo, lo que sumado al resultado obtenido del Maypa.x-1, en caso de ser positivo, fomentará una aceleración en dichos compromisos y abrirá nuevos horizontes de inversión no convencional.

Inspecciones

Desde la Secretaría se hace un permanente seguimiento de los permisos exploratorios, a los efectos de garantizar el cumplimiento de las inversiones propuestas, y de este modo continuar sosteniendo la producción.

En materia de inspecciones, se buscó aumentar la presencia de representantes de la Autoridad de Aplicación en cada uno de los campos, asegurando un mayor control de desvíos encontrados. Es así que en la CGSJ, se realizaron 71 inspecciones, distribuidas en un 51% YPF, 31% CGC Energía, 1% PAE, 1% Alianza, y el resto a Quintana e Ing. Alpa. En CA se realizaron 52 inspecciones distribuidas en un 50% CGC, 37% Interoil, 12% Enap – se inspeccionaron todas las plataformas – y el resto a Petrofaro.

Las tareas abarcan controles de rutina en plantas de tratamientos de crudo; certificación de volúmenes entregados entre empresas operadoras; control de calibración de puntos de medición de venta de petróleo y gas en condición de venta; control de calibración de puntos de medición de gas combustible; control de actividad en equipos de perforación y terminación; control de Producción y de compromisos de inversiones declaradas por concesionarias, sobre todo en el marco de los trámites de cesión de áreas mencionados previamente; entre otras.

Capsa invertirá 200 millones de dólares de inversión en Chubut

El panorama se comienza a despejar para el convencional. Capsa anunció que invertirá 200 millones de dólares en Chubut para este año y mantendrá el mismo nivel de actividad con respecto al 2024.

Esto significa que los dos perforadores, tres workover y dos pulling continuarán activos en Diadema Argentina, Pampa del Castillo y Bella Vista Oeste, que son las áreas que opera la compañía en la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge.

“La verdad que ha sido para nosotros una buena noticia enterarnos de que hemos podido mantener el presupuesto casi similar al de 2024. Sería lo mismo en 2025 y con un poco más de Producción, donde serían casi 200 los millones de dólares que pondría Capex en todas las áreas que tiene hoy acá”, sostuvo Jorge Ávila, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

“Estamos hablando de una continuidad de todos los compañeros, así que eso nos da una tranquilidad, porque hemos aguantado muchas presiones en los últimos tiempos, con la parada de los perforadores, aunque Capsa no tenía un presupuesto”, consideró el dirigente gremial en diálogo con La Voz del Sindicato.

Asimismo, Ávila ponderó la decisión de la operadora de seguir apostando al convencional. “Vuelve a poner el hombro por la ciudad y a decir que nosotros vamos a seguir en el convencional en Comodoro Rivadavia, y eso para nosotros es una buena noticia”, afirmó.

Capsa también apuesta al shale

Hay que recordar que la compañía se quedó con el área Cinco Saltos Norte, que buscará seguir explorando el potencial rionegrino en el no convencional.

La propuesta incluye un plan de exploración de tres años enfocado en Vaca Muerta, con trabajos de reprocesamiento de sísmica 3D y la perforación de un pozo exploratorio con una rama horizontal.

Además, la empresa oficializó en noviembre un acuerdo estratégico con Schlumberger Argentina S.A. y Trafigura Argentina S.A. para el desarrollo de cuatro pozos en el bloque Agua del Cajón. Este proyecto forma parte del Asset Technical Collaboration Agreement, firmado en julio de 2023, y representa un paso significativo en la explotación de hidrocarburos no convencionales en la región.

Agua del Cajón es considerado un bloque clave dentro de Vaca Muerta por su potencial en hidrocarburos no convencionales como tight gas y shale gas. Este proyecto representa una oportunidad para explorar su capacidad productiva, lo que podría fortalecer aún más el rol de Vaca Muerta como uno de los reservorios más importantes de Argentina.

Los detalles del pozo de shale gas de la Cuenca del Golfo San Jorge

El Día del Petróleo no fue una fecha de celebración en Comodoro Rivadavia, pero dejó una premisa que sorprendió a los presentes. “Se está terminando de perforar el primer pozo no convencional”, sostuvo el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, en el acto que se realizó en el Centro de Jubilados y Pensionados de YPF.

Las palabras del mandatario despertaron el interés de la industria hidrocarburífera, que esperan con ansias los resultados del proyecto que lleva a cabo Pan American Energy (PAE) en el yacimiento Río Chico.

Según pudo saber eolomedia, 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.

Una que la empresa de servicio termine las punciones, el ensayo del pozo demandará aproximadamente seis meses.

El objetivo es evaluar el potencial de la formación D-129. En 2022, la roca madre de la Cuenca del Golfo San Jorge generó grandes expectativas en un proyecto de shale oil de Tecpetrol, que con el paso del tiempo no se obtuvieron los resultados esperados.

Un nuevo horizonte

Si bien Federico Ponce no brindó detalles sobre la exploración que lleva a cabo PAE en la Cuenca del Golfo San Jorge, el ministro de Hidrocarburos de Chubut ponderó los riesgos que tomó la operadora para encontrar nuevos horizontes en la región.

“Cuando se realiza una actividad exploratoria de este tipo, el riesgo que tiene asociado es alto. Hay un tema de confidencialidad donde la compañía o, en su caso, un anuncio conjunto de la compañía en la autoridad provincial pueden a dar a conocer los resultados y el enfoque de la actividad exploratoria”, aseveró en diálogo con este medio.

“Yendo a las palabras del gobernador, este pozo puede abrir el programa de acá a futuro de un nuevo recurso que puede ser masificarse y aprovechar todo el potencial de la cuenca”, subrayó.

La visita al pozo

El Sindicato de Petroleros Privados de Chubut sigue con atención los trabajos en Río Chico y esto llevó a que el sábado Torres y Jorge Ávila visitaran la locación en la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge. “Tenemos todas las expectativas de que la Cuenca pueda reconvertirse”, subrayó el dirigente gremial.

“Esto es fundamental para la actividad, donde los que vamos a ganar somos los trabajadores con más puestos de trabajo, más posibilidades y vamos a hacer junto a la provincia y la operadora todo el esfuerzo para que el pozo salga bien”, afirmó el pope de los petroleros convencionales.

“Ponemos en valor una vez más la inversión de la operadora Pan American Energy en la Cuenca del Golfo San Jorge, agradeciendo que confíen en ella como confiamos nosotros, porque esperamos mucho para poder tener esta maquinaria de fractura en Comodoro y hoy la tenemos y nos abrió la posibilidad de concretar un proyecto que al principio solo era una ilusión”, consideró Ávila.

Después de un año pálido, el pozo de shale gas busca revitalizar las expectativas en la región de cara al futuro. El tiempo de ensayo comenzó su cuenta regresiva y los actores de la industria esperan saber si Chubut podrá explotar su potencial no convencional.

Las exportaciones petroleras aumentaron un 47%

En un año marcado por el crecimiento sostenido de la producción de petróleo, Argentina registró un incremento del 47% en las exportaciones entre enero y octubre de 2024, en comparación con el mismo período del año anterior.

Este repunte, que representa un aumento de 1.452 millones de dólares, se debe principalmente a un mayor volumen de exportaciones y al impulso de la Cuenca Neuquina, que llegó a los 146 mil barriles dia (kbbl/día) que significa un 18% más que el mismo periodo de 2023.

Según los datos analizados por la consultora Economía & Energía, el volumen exportado experimentó una suba significativa del 42% (54 kbbl/día) respecto al mismo período de 2023. Este panorama evidencia el impacto de las políticas destinadas a incrementar la capacidad exportadora y a aprovechar los recursos provenientes de las principales cuencas productoras.

El petróleo procesado y destinado al mercado externo ha sido un pilar estratégico para la economía nacional, con un aumento acumulado del 9,5% en la producción total durante los primeros diez meses del año. En este segmento se destaca la fuerte presencia del crudo liviano de la Cuenca Neuquina (338 kbbl/día) y la participación del crudo pesado de la Cuenca del Golfo San Jorge (160 kbbl/día).

Estas cifras se explican al aumento de la producción total de petróleo. En 10 meses se logró una producción de 706 kbbl/día de los cuales 481 kbbl/día son de la Cuenca Neuquina y 190 kbbl/día son de la Cuenca del Golfo San Jorge.

La producción total de petróleo alcanzó un incremento del 9,5% en comparación con el mismo período de 2023, con un desempeño sobresaliente de la Cuenca Neuquina, que expandió su producción en un 18,8%.

El incremento en la producción de crudo fue acompañado por una mayor capacidad de procesamiento y exportación. En el análisis de crudo procesado por tipo, se observa una distribución eficiente que ha permitido no solo abastecer el mercado local, sino también potenciar la exportación hacia mercados estratégicos.

“Para volver a ser competitivo, el Golfo San Jorge tiene que trabajar en la tecnología”

El convencional se encuentra a las puertas de una nueva etapa. La Cuenca del Golfo San Jorge viene de varios años pálidos donde la producción, los puestos de trabajo y la actividad vienen con indicadores en rojo.

La llegada de Pecom renovó las expectativas en la región y las compañías se preparan para avanzar con la inyección de polímeros para revitalizar los yacimientos.

En el marco de las “IX Jornadas de Economías Regionales en Patagonia 2024”, que realizó la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco, Ezequiel Cufré, exministro de Hidrocarburos de Chubut, ponderó a depositar la atención en la tecnología para que la región vuelva a ser competitiva.

“El petróleo en la región tal vez está cayendo, pero no es que el petróleo no está presente. La región tiene las reservas de petróleo certificadas más grandes de la Argentina. Lo que nos cambia es un proceso tecnológico. Y eso es lo que nosotros tenemos que entender”, subrayó el también miembro de la asociación civil Transición Energética Sostenible (TES).

El Golfo San Jorge en un momento clave

Cufré destacó que Vaca Muerta no apareció por un acto de magia: “siempre estuvo ahí, tal vez no se tenían medidos los recursos, pero se sabía que estaba la roca formadora, pero que no estaba la tecnología para poner un barril de petróleo en la superficie”.

El actual concejal de Comodoro Rivadavia recordó que, entre 2012 y 2015, la industria se aventuraba a buscar arenas silíceas. ¿Qué estaba haciendo la industria? La industria estaba desarrollando tecnología.

“Apareció el fracking y logró manejar el fracking, que es el proceso tecnológico. No apareció el recurso, apareció el proceso tecnológico a través del cual logró poner de una manera económica un barril de petróleo en la superficie. Y lo hizo tan competitivo que hoy Vaca Muerta pone el barril de petróleo a 8 dólares y el Golfo San Jorge necesita 30 dólares”, subrayó.

Chubut no se rinde con el no convencional.

 

El proceso tecnológico

Cufré aseguró que el petróleo de la Cuenca del Golfo San Jorge “no se está terminando o es maduro. Madura es la tecnología, no la cuenca. Entonces, para nosotros volver a ser competitivos, necesariamente tenemos que ponernos a trabajar en la tecnología”.

“Vaca Muerta es un yacimiento de clase mundial. Es difícilmente, si logramos mejorar el proceso tecnológico, que vayamos a competir con Vaca Muerta, pero con una mejora del proceso tecnológico, vamos a ser más competitivos y vamos a rejuvenecer nuestros yacimientos en la misma sintonía”, agregó.

El especialista puso de ejemplo el papel que jugará la recuperación terciaria. El manejo de los polímeros logró dar un salto de producción en áreas como Diadema Argentina (Capsa) y Manantiales Behr (YPF).

“Vaca Muerta logró descubrir su proceso tecnológico en 10 o 12 años. No es que vieron que tenían que hacer eso de la noche a la mañana. Fue un proceso. Los yacimientos maduros tendrán que lograr innovar en tecnología para poner un barril de petróleo de manera más económica en la superficie y ser competitivos, que va a ser la manera que puede atraer inversiones”, aseguró.

Los recursos seguirán esperando a que el Golfo San Jorge desarrolle la tecnología necesaria para extraer la producción. “Esperarán ahí a ver quién descubre una forma económica de extraerlo. Tenemos que ser conscientes que en nuestra región eso nos está pasando y que va a pasar un proceso de 10 años que difícilmente tengamos un impacto económico creciente. Vamos a estar en un amesetamiento de ingresos y tal vez nos sostener esa inversión”, afirmó.

Un parque de generación distribuida comunitaria como el primer paso para la Vaca Verde

Solange Freile, presidente de Elementa Energía y parte de Transición Energética Sostenible (TES), lidera un proyecto de energía solar sin precedentes en la Patagonia. La meta es construir el primer parque solar de generación distribuida comunitaria en Comodoro Rivadavia, convirtiendo a Chubut en un epicentro de la energía renovable y el desarrollo sustentable en Argentina.

La propuesta de Freile no se limita a construir un parque solar. En sus palabras, busca “transformar la Patagonia en un territorio que exprese toda su belleza y potencial”.

Vaca Viva: una metáfora para la transición energética

La empresaria utilizó la idea de una “Vaca Viva” como metáfora de un nuevo paradigma energético que reemplace el modelo de dependencia fósil por uno de energías limpias y sostenibles. Su visión es que Comodoro y la región se conviertan en “una Vaca Viva y Verde, que produzca energía limpia para Argentina y el mundo”.

“La vieja energía fósil, como el petróleo, va en contramano de los objetivos de 2030 y 2050 para reducir las emisiones de carbono. Sin embargo, podemos aprovechar lo aprendido en la industria petrolera para liderar la transición energética,” aseguró Freile en el marco de las “IX Jornadas de Economías Regionales en Patagonia 2024”, que realizó la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco.

El concepto de generación distribuida comunitaria que lidera Elementa Energía tiene un enfoque colaborativo y descentralizado. Este modelo permite a personas y empresas sin espacio propio generar energía verde en un parque compartido, ubicado cerca de los puntos de consumo.

Este sistema reduce las pérdidas de energía por transmisión, al tener los centros de producción cerca de los usuarios. Además, al generar en forma comunitaria, los costos de inversión y mantenimiento disminuyen, haciendo que la energía limpia sea más accesible para todos.

Un parque solar único

La generación distribuida comunitaria ofrece varios beneficios ambientales. Entre ellos, la disminución de emisiones, la desaceleración del cambio climático, el aprovechamiento de los recursos renovables de la región y la reducción de la dependencia de las centrales eléctricas tradicionales.

Freile destacó que la proximidad entre los puntos de generación y consumo no solo reduce pérdidas en la transmisión de energía, sino que fortalece la independencia y autonomía de las comunidades. “La generación distribuida hace el sistema eléctrico más confiable y resiliente. Si falla una fuente, las otras pueden sostener el suministro”, afirmó.

La implementación del parque solar comunitario no solo contribuye a la transición energética, sino que también genera empleo. Desde la construcción del parque hasta su mantenimiento y administración, el proyecto abrirá puestos de trabajo y nuevas oportunidades para los habitantes de la región.

La titular de Elementa Energía destacó la importancia de la creación de empleo a nivel local, subrayando que el proyecto requiere personal técnico y de gestión, además de especialistas en sistemas para el manejo digital de la planta.

Un futuro verde

Freile y el equipo de TES han proyectado la creación de dos hubs de energías limpias en un 2,5% del territorio provincial para la producción de hidrógeno. Con esta proporción de superficie, Chubut podría generar hasta 13.000 megavatios, cubriendo el 25% de la demanda de energía de Argentina.

La inversión en hidrógeno verde es significativa. Producir 632.000 toneladas de hidrógeno requeriría aproximadamente 32.500 millones de dólares y la creación de una fuerza laboral masiva. Durante la construcción, el proyecto podría emplear hasta 2.350 personas, y una vez operativo, el parque requeriría unos 1.066 trabajadores permanentes.

Aprovechar el legado del petróleo

Freile subrayó la oportunidad histórica de transformar la economía energética de la región. Gracias a la infraestructura y el conocimiento generado durante décadas por la industria petrolera, Chubut tiene un potencial inigualable para liderar la transición energética en Argentina.

“Hace 100 años, el petróleo nos convirtió en un referente energético mundial. Hoy, esa experiencia puede servirnos para convertirnos en un líder en energías limpias,” afirmó la empresaria. Su visión es que la Patagonia siga siendo una fuerza económica, pero basada en recursos renovables y un desarrollo sustentable.

Para la empresaria, el objetivo final no es solo implementar proyectos de energía renovable, sino cambiar la forma en que se concibe el desarrollo en la región. La transición energética, sostiene, es una inversión estratégica para el futuro de Chubut y de Argentina en su conjunto.

El llamado de Freile es claro: invita a todos a sumarse a la transformación energética y aprovechar el potencial infinito de la Patagonia. La líder de Elementa Energía destacó que, aunque el camino de la transición es desafiante, su impacto será duradero y transformador.

“Estamos hablando de recursos inagotables como el sol y el viento. Con esfuerzo y compromiso, podemos ser punta de lanza en la transición energética y construir un futuro sustentable para la Patagonia”, sostuvo Freile.

Pecom tiene altas expectativas con El Trébol – Escalante y pone el ojo en áreas nuevas

El 28 de octubre marcó un antes y después en el convencional. Ese día se oficializó el traspaso del clúster El Trébol – Escalante por parte de YPF a Pecom. La empresa del Grupo Pérez Companc volvió al negocio del petróleo y pone todas sus fichas en la recuperación terciaria.

En el marco del Foro de Abeceb, el presidente de Pecom, Luis Pérez Companc, consideró que la tecnología y financiación son las claves para impulsar la producción de la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge.

El directivo manifestó que se apostará a la inyección de polímeros en las áreas que obtuvo en el Proyecto Andes, iniciativa con la cual YPF se desprendió de sus activos convencionales para centrar sus inversiones en Vaca Muerta.

“Hay que buscarle la manera de aplicarle la tecnología, hay nuevos métodos para terciaria. Estamos muy confiados en que las áreas son muy buenas y vamos a poner el ojo en áreas nuevas que también van a tener ese potencial de poder mínimo mantener la producción y crecer”, sostuvo Pérez Companc.

En cuanto a la financiación de los proyectos el titular del grupo aseguró que “hay mucha plata en el mundo dando vueltas, los bancos están muy interesados también en estos proyectos buscando socios. Son números grandes. De nuestro lado queremos crecer y queremos buscar poner un pie firme en cada uno de los sectores donde estamos”.

Pecom y el financiamiento

Pérez Companc también aseguró que el financiamiento “no es un tema, no lo vemos como un problema hoy. Más en una Argentina está cada vez estabilizándose más donde el crédito está apareciendo, y donde los socios, sobre todo financieros ya están poniendo un ojo en Argentina y quieren ver estos proyectos porque saben que Argentina es muy competitiva en lo que es energía y alimentos”, concluyó.

Otro de los temas que abordó el presidente de Pecom fue la seguridad jurídica y manifestó que el aspecto que le falta a la Argentina para generar un buen clima de negocios. “Los inversores ven mucho el tema”, aseveró y señaló que si bien reconocen que se estabilizó la macro reclaman seguridad jurídica “para que yo, si voy a hacer una inversión estar seguro de que no voy a tener un problema al mes que pongo pie en Argentina”.

“Estoy convencido que el rumbo es el correcto, es cuestión de darle tiempo, es cuestión de apoyarlo (a Javier Milei), apoyar al gobierno y apoyar al país. Por eso nosotros este año decimos seguir invirtiendo, una vez que hicimos la reorganización de la familia empezamos a invertir en los sectores que nosotros creemos que son estratégicos”, subrayó.