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2 marzo, 2026

Chubut: los gremios meten presión por la minería

La profunda crisis que atraviesa la industria petrolera en Chubut volvió a poner en agenda el debate sobre la minería como alternativa productiva. En los últimos dos años, la baja en la actividad dejó miles de trabajadores sin empleo, migración de empresas y cierre de históricas pymes.

En ese contexto, distintas organizaciones sindicales comenzaron a manifestar públicamente la necesidad de habilitar la actividad minera en Chubut. Consideran que el desarrollo de nuevos proyectos permitiría amortiguar el impacto social provocado por la caída del petróleo.

El reclamo se fortaleció tras las declaraciones del presidente Javier Milei, quien en la apertura de sesiones del Congreso de la Nación afirmó que “la minería se desplegará por toda la Cordillera generando cientos de miles de puestos de trabajo”.

Las palabras del mandatario fueron interpretadas por los gremios como una señal política favorable a la expansión del sector. Para los dirigentes sindicales, ese respaldo nacional debe traducirse ahora en decisiones concretas a nivel provincial.

Este lunes, el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut y el Sindicato de Camioneros se movilizarán hacia Rawson. El objetivo es exigirle al gobernador Ignacio Torres que habilite el debate sobre la actividad minera.

Alerta permanente en Chubut

Días atrás, el Sindicato de Petroleros realizó un plenario de comisión directiva y cuerpo de delegados para analizar la situación laboral en la provincia.

Durante el encuentro, los dirigentes destacaron la caída de la recaudación provincial producto del retroceso en la producción y exportación de crudo. Según plantearon, esta situación obliga a buscar nuevas fuentes de actividad económica.

En ese marco, se resaltaron gestiones vinculadas a la reducción de impuestos a la exportación de petróleo, que generarían ingresos por más de 220 millones de dólares. Para el gremio, esos fondos deberían destinarse a promover empleo y desarrollo productivo.

Los dirigentes también remarcaron la necesidad de avanzar en un estatuto minero que permita regular la actividad. Consideran que, ante el agotamiento de los yacimientos maduros, la extracción de minerales aparece como una alternativa viable.

La postura de los camioneros y el reclamo provincial

El secretario general de Camioneros, Jorge Taboada, reforzó el reclamo al advertir sobre la crisis económica regional. “De la actividad petrolera quedó poco y nada”, sostuvo, y anticipó que no habrá una recuperación inmediata.

Según el dirigente, la provincia enfrenta un escenario complejo, con sectores tradicionales en retroceso. También cuestionó la derogación de la ley minera durante la gestión de Mariano Arcioni, a quien responsabilizó por frenar alternativas laborales.

Taboada afirmó que la minería es una “necesidad” para generar empleo formal bajo convenios colectivos. Si bien destacó el potencial del turismo, advirtió que no alcanza para absorber la demanda laboral existente.

La movilización del lunes tendrá como eje central la habilitación de la actividad minera y la reapertura del debate político. Los gremios buscan que el Gobierno provincial asuma un rol activo en la reconversión productiva.

5 febrero, 2026

De Comodoro Rivadavia a Hawai: así se concretó la exportación de crudo de Vaca Muerta y Chubut

El Puerto de Comodoro Rivadavia volvió a posicionarse como un punto clave de la logística energética nacional tras concretar una nueva exportación de petróleo crudo mediante un buque tipo Suezmax. La operación se realizó desde la monoboya de Caleta Córdova y tuvo como destino el mercado internacional, integrando producción de Vaca Muerta y de la Cuenca del Golfo San Jorge.

La maniobra estuvo a cargo del tanquero de bandera griega “María”, una embarcación de gran porte con más de 275 metros de eslora, preparada para transportar volúmenes significativos de hidrocarburos. El buque participó de una operación exportadora que combinó shale neuquino con petróleo convencional.

El proceso de carga se inició en Puerto Rosales, en la provincia de Buenos Aires, donde el petrolero incorporó cerca de 100.000 toneladas de crudo Medanito. Se trata de una variedad liviana y dulce, altamente valorada por refinerías del exterior por su calidad y facilidad de procesamiento.

Tras completar esa primera etapa, la embarcación continuó su recorrido hacia el sur del país. Frente a las costas de Comodoro Rivadavia, el Suezmax arribó a la monoboya de Caleta Córdova para sumar aproximadamente 40.000 toneladas de crudo Escalante, procedente de los campos de la Cuenca del Golfo San Jorge.

En los últimos años, Caleta Córdova se consolidó como una infraestructura estratégica para la operatoria de buques de gran porte. Su capacidad para atender embarcaciones tipo Suezmax y trabajar con tanques segregados permite ejecutar maniobras de alta complejidad técnica sin afectar la calidad de los distintos crudos embarcados.

La utilización de compartimentos independientes resulta clave para evitar mezclas entre calidades y cumplir con los estándares comerciales exigidos por el mercado internacional. Este sistema facilita el acceso a refinerías de alta complejidad, que demandan especificaciones precisas en la materia prima.

Operada por empresas especializadas, la monoboya forma parte de un esquema logístico-portuario que en los últimos años movilizó millones de toneladas de hidrocarburos. Este entramado posiciona al Puerto de Comodoro Rivadavia como un actor central dentro del mapa exportador energético argentino.

Con la carga completa, el buque “María” tiene previsto iniciar su travesía hacia Estados Unidos, con destino probable en refinerías de la costa oeste, entre ellas la planta de Par Hawaii Refining, que ya recibió crudo argentino en operaciones anteriores.

2 febrero, 2026

Las áreas que lideran la producción en Vaca Muerta

Mes a mes, Vaca Muerta confirma que su expansión no se detiene. Diciembre volvió a marcar un nuevo récord para la producción petrolera argentina, con un total de 860.036 barriles diarios. Detrás de ese número aparecen áreas que funcionan como verdaderas locomotoras, que marcan una etapa de crecimiento constante y redefinen el mapa energético nacional.

El avance del shale se refleja en un incremento mensual del 1,54% y un salto interanual del 13,77%. La producción no convencional creció 2,36% respecto de noviembre y más de 31% en comparación con el mismo mes del año anterior. Estos datos confirman que el impulso central proviene de Vaca Muerta y de sus áreas más productivas.

En contraposición, el segmento convencional volvió a mostrar una tendencia descendente. En diciembre registró una leve baja mensual del 0,24% y una caída interanual del 12,01%. Este retroceso refuerza el cambio estructural que vive la industria, con el shale desplazando progresivamente a los yacimientos maduros.

El liderazgo de Vaca Muerta y sus áreas más productivas

Según los datos analizados por el consultor Fernando Salvetti, Loma Campana continúa siendo el principal motor del petróleo argentino. El yacimiento operado por YPF alcanzó en diciembre una producción de 102.433 barriles diarios, equivalente al 11,91% del total nacional. Además, registró una suba mensual del 10,45%, consolidando su posición como el área más importante del país.

En segundo lugar aparece La Amarga Chica, también bajo operación de YPF, con 86.385 barriles diarios y una participación del 10,04%. Su crecimiento del 2,11% mensual refleja estabilidad operativa y eficiencia productiva, factores que le permiten sostenerse como uno de los pilares del desarrollo no convencional.

Bandurria Sur completa el podio de Vaca Muerta con 63.686 barriles diarios y una mejora del 3,35% respecto del mes anterior. Este bloque se consolidó como una de las áreas más relevantes del shale, combinando altos niveles de producción con una curva de crecimiento sostenida.

Más atrás, Bajada del Palo Oeste, operada por Vista Energy, registró 51.044 barriles diarios. Aunque mostró una baja mensual del 2,32%, sigue siendo una referencia dentro del desarrollo no convencional. Por su parte, La Angostura Sur I sorprendió con una suba del 12,11%, alcanzando los 34.333 barriles diarios.

Uno de los datos más destacados fue el ingreso de Bajo del Choique–La Invernada, de Pluspetrol, al top ten nacional. Con 22.580 barriles diarios y un salto mensual del 33,87%, se posicionó como una de las áreas de mayor dinamismo. A esto se suman El Trapial Este, de Chevron, y La Calera, también de Pluspetrol, ambas superando los 21 mil barriles diarios.

El aporte del Golfo San Jorge en un contexto de transición

Aunque el protagonismo se concentra en Vaca Muerta, la Cuenca del Golfo San Jorge sigue teniendo un rol relevante en la producción nacional. Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operada por Pan American Energy, produjo en diciembre 60.494 barriles diarios, con una suba mensual del 5,08%, representando el 7,03% del total país.

Este yacimiento continúa siendo el principal exponente del petróleo convencional argentino, mostrando capacidad de sostener volúmenes significativos en un contexto de madurez. Su desempeño permite amortiguar, en parte, el retroceso general del segmento tradicional.

En tanto, Manantiales Behr, operada por YPF, pero adquirido por Rovella Energy, alcanzó los 25.433 barriles diarios, con un crecimiento mensual del 2,81%. Aunque lejos de los niveles del shale, sigue siendo un activo relevante dentro de la cuenca.

31 enero, 2026

Crown Point sale a buscar US$30 millones y pone el petróleo de El Tordillo como garantía

Crown Point Energía S.A. anunció una nueva colocación de obligaciones negociables en el mercado local, con el objetivo de fortalecer su estructura financiera y acompañar el desarrollo de sus operaciones en Argentina. La compañía emitirá instrumentos en dólares por un monto total de US$30 millones, con vencimiento en enero de 2029 y una tasa fija anual del 10,75%.

La emisión corresponde a la Clase IX dentro del Programa Global de Obligaciones Negociables de la empresa, que contempla un techo de hasta US$300 millones. Según informó la compañía, los fondos podrán integrarse en pesos o en especie, pero serán pagaderos en moneda local al tipo de cambio correspondiente, ofreciendo flexibilidad a los inversores.

Desde Crown Point señalaron que esta operación forma parte de una estrategia integral para sostener el crecimiento de sus activos y mejorar su perfil financiero. La autorización fue otorgada por el directorio en enero de 2026 y cuenta con el aval de la Comisión Nacional de Valores, en el marco de la normativa vigente.

En términos patrimoniales, la compañía informó un patrimonio neto superior a los $10.500 millones al cierre de septiembre de 2025. Este respaldo financiero es uno de los pilares que busca transmitir confianza al mercado, en un contexto marcado por la volatilidad cambiaria y las restricciones al acceso al crédito externo.

Garantías, plazos y respaldo productivo en Chubut

Uno de los puntos centrales de la emisión es el esquema de garantías asociado a las obligaciones negociables. La empresa constituyó una prenda sobre los créditos provenientes de la venta de petróleo crudo en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas en la provincia de Chubut, dentro de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Estas áreas productivas funcionan como respaldo directo del repago de capital e intereses, mediante un contrato firmado con el Banco de Servicios y Transacciones como agente de garantía. De esta manera, los inversores cuentan con un derecho real de primer grado sobre los flujos generados por esas operaciones.

El esquema de amortización contempla diez cuotas trimestrales iguales, que comenzarán a pagarse en octubre de 2026 y finalizarán en enero de 2029. Cada cuota representa el 10% del capital emitido, lo que permite un repago escalonado y previsible durante todo el período de vigencia.

En paralelo, los intereses se abonarán de manera trimestral a una tasa fija nominal del 10,75% anual. Los pagos están previstos desde abril de 2026 hasta enero de 2029, lo que configura un flujo estable para los tenedores de los títulos, en un escenario donde predominan las inversiones de corto plazo.

Asimismo, Crown Point destacó que mantiene un historial de cumplimiento en sus emisiones anteriores, muchas de las cuales ya fueron canceladas en su totalidad. Este antecedente, sumado al respaldo productivo en Chubut y al ordenamiento financiero, busca consolidar la confianza del mercado en su plan de crecimiento.

30 enero, 2026

Diego Trabucco asumió al frente de la empresa que tomó el control de los activos de DLS

Nova Energy Argentina Ltd. Sucursal Argentina informó el inicio de una nueva etapa tras el cambio de control accionario de DLS Argentina Ltd. Sucursal Argentina, como resultado del ingreso de nuevos accionistas y la adopción de la denominación Nova Energy Argentina.

La operación fue realizada por una sociedad controlada por un grupo económico regional, conformado por Vientos del Sur S.A. y SGA Servicios S.A., junto con Aconcagua Energía Ltd., consolidando una nueva estructura accionaria con fuerte anclaje regional y una visión de largo plazo para el desarrollo del negocio.

Nova Energy Argentina continuará prestando los servicios de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, manteniendo su operación en la Cuenca del Golfo San Jorge y operando desde su base en Comodoro Rivadavia, con foco en la continuidad operativa, la seguridad y la eficiencia de las operaciones.

En este contexto, Diego Trabucco fue designado Presidente y CEO de Nova Energy Argentina, quien señaló: “Iniciamos esta nueva etapa con una mirada de largo plazo sobre el Golfo San Jorge, con foco en la continuidad operativa, la seguridad y la eficiencia, y con el compromiso de fortalecer las operaciones, acompañar el desarrollo de nuestros equipos y generar valor sostenible para nuestros clientes y la región.”

La compañía continuará desarrollando sus actividades con un fuerte compromiso con el arraigo regional, la excelencia operativa y una visión industrial de largo plazo enfocada en fortalecer la sustentabilidad del negocio convencional.

Hay que recordar que DLS Archer informó que vendió su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados.

30 enero, 2026

Confirmado: DLS vende 24 equipos en el Golfo San Jorge

DLS Archer informó que vendió su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados. “Esta decisión forma parte de la estrategia corporativa para concentrar sus inversiones en Vaca Muerta”, subrayaron desde la compañía confirmado lo adelantado por eolomedia.

Las partes involucradas han acordado mantener en reserva el valor de la transacción. Gerardo Molinaro, vicepresidente de DLS Archer para Land Drilling, comentó: “Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a todos los colaboradores que han demostrado una performance operativa excepcional a lo largo de los años, basada en la seguridad, la excelencia y la mejora continua. Estamos convencidos de que esta transición será positiva para su desarrollo bajo un nuevo grupo accionista con una sólida presencia en la región. También agradecemos a nuestros clientes y líderes sindicales, quienes nos han acompañado en este camino”.

“Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía”, destacaron desde la empresa.

La firma también brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en la formación Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.

28 enero, 2026

DLS vende sus activos en la Cuenca del Golfo San Jorge

DLS se suma a la lista de compañías que dejan la actividad convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge. La empresa especializada en equipos petroleros concretó la venta de sus activos en la región a un consorcio empresario de origen regional encabezado por el empresario Pablo Pires.

Según pudo reconstruir eolomedia, la confirmación oficial de la operación se realizará en las próximas horas y se inscribe en el proceso de reconfiguración que atraviesa la industria en Chubut y Santa Cruz, marcado por la salida progresiva de grandes jugadores del negocio convencional.

El grupo comprador estaría liderado por Pires, vinculado a firmas como Vientos del Sur y SGA, acompañado por otras empresas de capitales regionales. A la estructura societaria también se suman dos referentes del ex Grupo Aconcagua —hoy Tango Energy—, Diego Trabuco y Javier Basso, quienes participan del esquema que asumirá el control de la operación.

La transacción incluiría alrededor de una veintena de equipos operativos, en su mayoría destinados a tareas de workover y pulling, fundamentales para sostener la producción en los campos maduros del Golfo San Jorge. Según fuentes consultadas, queda saber qué pasará con los perforadores que tiene la firma en la región.

La salida de DLS no es un hecho aislado. Como viene informando este medio, compañías como Halliburton, SLB, YPF, Tecpetrol, Calfrac y Weatherford ya abandonaron el convencional para concentrarse en la mayor rentabilidad que ofrece Vaca Muerta.

En ese contexto, DLS Archer firmó recientemente un contrato considerado histórico con YPF para avanzar en la perforación de pozos no convencionales. Bajo esta estrategia, la compañía enfocará sus operaciones en atender la demanda de los grandes jugadores del shale, dejando atrás su participación en las cuencas maduras.

Por su parte, Pablo Pires no es un actor nuevo en el negocio petrolero del Golfo San Jorge. El empresario comodorense fue uno de los fundadores de NCY (Nacimos con YPF), una firma creada para cubrir la demanda operativa de PECOM en el clúster El Trébol–Escalante, áreas que la compañía adquirió a YPF en 2024.

Mientras tanto, los actores de la cuenca siguen con atención el impacto que tendrá el retiro de DLS del convencional. En un contexto de actividad deprimida, varios referentes del sector coinciden en que el ingreso de nuevos jugadores regionales podría representar una bocanada de aire fresco para sostener la operación y preservar fuentes de empleo en una región altamente dependiente del petróleo.

28 enero, 2026

Vaca Muerta y Chubut, juntas en una nueva exportación de petróleo a Estados Unidos

El petróleo argentino volverá a llegar al mercado de los Estados Unidos mediante una operación de exportación que combina producción no convencional de Vaca Muerta con crudo convencional del sur del país. La maniobra integra dos cuencas clave y pone en evidencia la creciente sofisticación logística del esquema exportador nacional.

El embarque se concretará a través de un buque petrolero de gran porte que unificará cargamentos provenientes de la provincia de Neuquén y de Chubut. Se trata de una exportación marítima que refuerza el posicionamiento del crudo argentino en destinos internacionales de alta demanda.

De acuerdo a información a la que accedió Argenports, la operatoria estará a cargo del buque María, un tanquero de bandera griega clasificado como Suezmax. La nave posee una eslora de 275 metros y se encuentra actualmente operando en la terminal de Puerto Rosales, uno de los principales puntos de salida del petróleo de Vaca Muerta.

En ese puerto bonaerense, el buque está cargando cerca de 100 mil toneladas de crudo Medanito, la variedad liviana y de bajo contenido de azufre que se produce en la formación no convencional neuquina. Finalizada esa etapa, el petrolero continuará su recorrido hacia el sur del país.

La siguiente escala será la monoboya de Caleta Córdova, ubicada en las cercanías de Comodoro Rivadavia. Allí, mediante las instalaciones que opera la empresa Termap, se sumarán aproximadamente 40 mil toneladas de crudo Escalante, proveniente de los yacimientos convencionales de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Fuentes vinculadas a la operación indicaron que, una vez completada la carga total, el buque María iniciará su travesía rumbo a los Estados Unidos con un calado estimado de 15,70 metros. Si bien no fue confirmado oficialmente el destino final, la opción más firme es Hawái, donde la refinería Par Hawaii Refining ya ha recibido petróleo argentino en años recientes.

Logística con carga segregada

La viabilidad de esta operación se sustenta en la capacidad técnica del buque para transportar distintos tipos de crudo en forma simultánea. Los petroleros de este tipo cuentan con múltiples tanques independientes que permiten mantener separados productos con diferentes características físico-químicas.

Según su configuración, estas naves pueden disponer de hasta 12 segregaciones, cada una con sistemas propios de carga y descarga. Esta modalidad se volvió cada vez más habitual en las exportaciones argentinas, especialmente en aquellas que integran petróleo de distintas cuencas productivas.

Dos calidades de crudo complementarias

El Medanito se caracteriza por ser un crudo liviano y dulce, con alta gravedad API y bajo contenido de azufre. Es la variedad más demandada del país debido a su elevado rendimiento en la obtención de naftas y destilados livianos, tanto para el mercado interno como para la exportación.

El Escalante, en cambio, presenta una mayor densidad y un contenido de azufre superior. Aunque suele comercializarse con descuentos frente a los crudos livianos, continúa siendo estratégico para sostener la actividad en los yacimientos maduros del Golfo San Jorge y para diversificar la canasta exportadora argentina.

Un antecedente que marcó el camino

La carga del buque María tiene como antecedente inmediato una operación similar realizada meses atrás en la misma monoboya de Caleta Córdova. En esa oportunidad, el Suezmax Seaways Pecos completó un embarque cercano a las 40 mil toneladas con destino también al mercado estadounidense.

Aquella maniobra combinó crudo de Vaca Muerta y de Chubut, consolidando la experiencia operativa de la terminal patagónica en la atención de buques de gran porte. Desde 2020, la monoboya operada por Termap ya movilizó cerca de 40 millones de toneladas de petróleo, convirtiéndose en un nodo clave de la logística energética nacional.

16 enero, 2026

YPF vendió Manantiales Behr por U$S 575 millones

La novela llegó a su fin. YPF comunicó oficialmente a la Comisión Nacional de Valores la firma de dos acuerdos con Limay Energía, empresa del Grupo Rovella Capital, para la cesión total del área Manantiales Behr y activos asociados en la provincia del Chubut.

Tal como viene informando eolomedia, los contratos fueron celebrados el 16 de enero de 2026 e incluyen la cesión del 100% de la concesión de explotación convencional del área Manantiales Behr, junto con la concesión de transporte de hidrocarburos sobre los oleoductos El Trébol–Caleta Córdova, Km. 9–Caleta Córdova y Manantiales Behr–Cañadón Perdido.

El acuerdo también contempla la venta del stock de materiales almacenados en Manantiales Behr y Km 20, un componente logístico relevante para la continuidad operativa del yacimiento. De esta manera, Rovella Capital consolida su desembarco en uno de los bloques más emblemáticos de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Al cierre del tercer trimestre de 2025, Manantiales Behr registraba una producción diaria aproximada de 25 mil barriles de petróleo y 0,5 millones de metros cúbicos de gas natural. Estos volúmenes reflejan el peso histórico y productivo del área dentro del esquema convencional de YPF en el sur argentino.

El precio total acordado por ambas operaciones asciende a 575 millones de dólares, más el IVA correspondiente, considerando los ajustes habituales en este tipo de transacciones. Del monto total, el 60% será abonado al cierre de la operación, mientras que el saldo restante se pagará dentro de los 12 meses posteriores.

Un proceso competitivo con foco en la inversión

La entrada en vigencia de la cesión está sujeta a la autorización del Poder Ejecutivo de la Provincia del Chubut, que seguirá de cerca el cumplimiento de los compromisos operativos y de inversión. Desde el gobierno provincial remarcan que el eje no está puesto en el valor de la transacción, sino en la actividad futura del bloque.

En ese sentido, el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, sostuvo que “nosotros no ponderamos cuánto se le paga a YPF. Eso es secundario. Lo que ponderamos es cuánto se va a invertir en la provincia”, en línea con la política de priorizar empleo, producción y continuidad operativa.

Rovella Capital se impuso en la puja frente a compañías como Pecom, Capsa y el Grupo San Martín. Durante octubre, las cuatro empresas recorrieron las instalaciones del yacimiento para evaluar el activo, en un cronograma de visitas que se extendió durante toda una semana y mostró el interés que despertó el bloque.

Si bien CGC, la compañía del holding Eurnekian, no participó de las visitas técnicas, fuentes del sector señalaron que eso no implicó una salida formal del proceso. Sin embargo, finalmente fue Rovella la firma que logró presentar la propuesta más competitiva para quedarse con el histórico yacimiento.

El antecedente inmediato para la provincia fue la transferencia del clúster El Trébol–Escalante a Pecom en 2024, operación que se resolvió bajo criterios similares de capacidad técnica, inversión comprometida y conveniencia territorial, parámetros que volvieron a ser centrales en el caso de Manantiales Behr.

Empleo, equipos y continuidad operativa

En paralelo, el secretario general del sindicato petrolero, Jorge Ávila, confirmó que la compañía garantizó dos años de trabajo continuo. “¿El compromiso cuál es? Un perforador, cuatro work-over, tres pullings y toda la inversión de producción que significa el año que viene y el otro año”, explicó.

Este esquema operativo fue clave para destrabar el aval político y sindical al proceso de transferencia, en una cuenca que atraviesa un contexto de madurez productiva y fuerte sensibilidad social respecto del empleo hidrocarburífero.

Desde YPF, la operación se enmarca dentro del Plan Andes II, que proyectaba cerrar la transferencia a comienzos de 2026. Si bien los plazos se extendieron, desde Chubut aclararon que el calendario no es el factor determinante, sino la solidez del proyecto que asumirá el nuevo operador.

10 enero, 2026

Cuenca del Golfo San Jorge: la discusión que la política viene evitando hace 15 años

En los últimos dos años, la Cuenca del Golfo San Jorge vivió una transformación sustancial. Caída de su producción, retiro de compañías y llegada de nuevos actores, migración de trabajadores y olas de despidos que obligó a los actores de la industria a preguntarse qué hacer para reactivar la actividad convencional.

En este marco, Rubén Zárate afirmó que el nuevo escenario internacional debería obligar a las provincias de Chubut y Santa Cruz a revisar su política hidrocarburífera. “La verdad que deberían estudiar un poco más”, sostuvo, al referirse a las decisiones que se toman sobre el petróleo del Golfo San Jorge.

El presidente de Comodoro Conocimiento recordó que el petróleo Escalante es un crudo pesado, de alrededor de veinte grados API. “Es el tipo de petróleo que utilizan las grandes petroquímicas integradas como Exxon, Phillips o Chevron”, explicó en diálogo con eolomedia.

Las oportunidades de la Cuenca del Golfo San Jorge

Zárate remarcó que ese crudo es similar al que hoy Estados Unidos busca en Venezuela. Por eso, cuestionó que las decisiones locales se basen en precios generales sin distinguir tipos de petróleo ni mercados específicos.

“Uno debe tomar decisiones sobre aquellos que son los compradores reales y estables del petróleo que tiene”, afirmó, al señalar que la región no está analizando correctamente su inserción en el comercio internacional.

El analista advirtió que, de lo contrario, “las crisis que generan decisiones como la de YPF se agravan innecesariamente para la región”. Y agregó que es necesario visualizar cómo se mueve efectivamente el petróleo Escalante en el mercado mundial.

Según Zárate, también existe una responsabilidad histórica. “Nunca se abordó cuando la oportunidad estaba, hace quince años, que el petróleo Escalante era necesario en Estados Unidos”, sostuvo,

Señaló además que, ¨Estamos ante una nueva generación de dirigentes que regionales se apasionan más en discutir la ideología de Chavez y Maduro que el rol que juegan sus recursos naturales en los conflictos geopolíticos en general y con EEUU en particular y no c+omo se relaciona eso con los propios territorios a los que dedican sus esfuerzos políticos¨.

Reservas, estrategia y desarrollo

Zárate planteó que los cambios tecnológicos indican que es fundamental separar el análisis del gas y del petróleo, y dentro del petróleo distinguir entre crudo liviano y pesado, y otros aspectos en su relación con el refino. “Nosotros tenemos que ubicarnos en los productos que efectivamente tenemos”, explicó.

También advirtió que la tecnología de las grandes destilerías fue diseñada para petróleo pesado. “No es sencillo cambiar una destilería basada en un cierto equipo, es carísimo”, afirmó, al remarcar que la demanda de crudo pesado seguirá existiendo mientras esas destilerías existan.

El presidente de Comodoro Conocimiento cuestionó el enfoque fiscal de las políticas públicas. “No podemos seguir analizando los recursos naturales desde el punto de vista fiscal o financiero”, sostuvo.

Para Zárate, el análisis debe centrarse en las cadenas materiales de valor. De lo contrario, afirmó, nunca se llegará a una conclusión válida sobre las relaciones que deben existir entre el desarrollo territorial y los recursos hidrocarburíferos, o la minería y otros recursos naturales.

El analista recordó que el Golfo San Jorge perdió una estrategia clave. “Antes, por cada barril que se sacaba se agregaba un barril de reserva. Esto ya no está ocurriendo. Debemos recuperar esa mirada para los gobiernos. Hay que asumir que gobernar es gobernar el futuro y los recursos naturales son patrimonio de las futuras generaciones”, advirtió.

Según explicó, esa pérdida implica un debilitamiento del horizonte productivo y del desarrollo territorial. “La materia prima y las cadenas de logística se está desenganchando de las estrategias de desarrollo del territorio, de su sustentabilidad, esto es peligroso para el futuro”, sostuvo.

Recordemos que la Agencia Comodoro Conocimiento, creada en 2008, fue justamente para contribuir a abordar estos problemas que ya se percibían en los escenarios futuros. Hay que recuperar ahora estudios, análisis y estrategias que no se asumieron los últimos 15 años.

Zárate aseveró que es necesario recuperar una visión integral que vincule el recurso natural con empleo, ingresos, innovación, comercio e industria. Sin esa estrategia, advirtió, la cuenca seguirá perdiendo relevancia a pesar de tener un petróleo que el mundo todavía necesita.