Santa Cruz lanzó la licitación de 10 campos maduros

El Gobierno de Santa Cruz oficializó la apertura del proceso de licitación de campos maduros de hidrocarburos. Se trata de áreas con producción convencional en declino, donde se busca atraer inversión privada para extender su vida útil y garantizar fuentes de empleo en la región.

La medida se enmarca en el Decreto 745/2025, publicado en el Boletín Oficial provincial, que declaró de interés público la iniciativa presentada por un consorcio de empresas del sector energético. FOMICRUZ S.E., la compañía estatal santacruceña, quedó facultada para llevar adelante el proceso competitivo y administrar los documentos licitatorios.

Áreas en licitación y objetivos del proceso

La licitación pública nacional Nº 006/2025 comprende la cesión de concesiones de explotación en once bloques: Cañadón de la Escondida-Las Heras, Barranca Yankowsky, Los Monos, Los Perales-Las Mesetas, Cañadón León-Meseta Espinosa, Cañadón Vasco, El Guadal-Lomas del Cuy, Cañadón Yatel, Cerro Piedra-Cerro Guadal Norte y Pico Truncado-El Cordón.

Además, el proceso incluye las concesiones de transporte asociadas, lo que otorga a las compañías interesadas un control integral sobre la producción y la evacuación de hidrocarburos. El objetivo provincial es atraer proyectos de explotación y eventual exploración que permitan sostener la producción, modernizar la infraestructura y mantener la actividad en localidades dependientes de la industria.

En el marco del decreto, se aprobó el pliego general, el particular y el contrato de cesión que regirán el proceso. La iniciativa privada que dio origen a la convocatoria —presentada por Patagonia Resources, Clear Petroleum, Quintana E&P Argentina, Quintana Energy Investments, Roch Proyectos, Brest y Azruge— goza de derecho de preferencia en caso de empate entre ofertas.

La Cuenca del Golfo San Jorge busca no perder los perforadores.

Condiciones de la licitación y plazos

El llamado a licitación establece que la apertura de ofertas se realizará el 20 de octubre de 2025 a las 11 horas en la sede de FOMICRUZ, ubicada en calle Alberdi 643 de Río Gallegos. El pliego tiene un valor de USD 500.000 y deberá ser abonado a través del Banco Santa Cruz antes de acceder a la documentación digital.

Las consultas y compras de pliegos se canalizan mediante el correo electrónico oficial de FOMICRUZ destinado al proceso: lic-areasmaduras@fomicruz.com. La estatal provincial será la encargada de dictar instrumentos aclaratorios y complementarios, así como de intervenir en todos los actos posteriores al llamado.

El proceso representa uno de los mayores movimientos en materia de concesiones de hidrocarburos en Santa Cruz en los últimos años. En paralelo, la provincia busca garantizar que los nuevos operadores se comprometan con inversiones que potencien la recuperación secundaria, el mantenimiento de instalaciones y la generación de empleo directo e indirecto en cada localidad petrolera.

Impacto regional y perspectivas

La decisión de avanzar con la licitación de áreas maduras responde a la necesidad de prolongar la vida de yacimientos tradicionales en declino, pero que aún pueden ofrecer producción significativa con nuevas tecnologías. Estas áreas han sido clave en la historia energética santacruceña y siguen representando una fuente importante de ingresos fiscales y puestos de trabajo.

El Gobierno provincial resaltó que el esquema de licitación permitirá mantener la actividad en zonas productivas mientras se impulsa la diversificación energética con proyectos renovables y nuevas iniciativas de exploración no convencional. A su vez, la participación de múltiples compañías en el proceso abre la posibilidad de atraer inversiones frescas y dinamizar la economía regional.

La licitación de los campos maduros será un test para el interés inversor en un contexto de transición energética y de creciente competitividad con los desarrollos de Vaca Muerta en Neuquén. En Santa Cruz, la expectativa está puesta en lograr adjudicaciones que aseguren producción, empleo y regalías por varios años más.

Tango Energy asumirá el jueves como accionista controlante de Aconcagua Energía

Petrolera Aconcagua Energía S.A. notificó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que Tango Energy se convertirá en su accionista controlante. La compañía comunicó que, tras alcanzar con éxito la reestructuración de su deuda financiera, quedó cumplida una de las condiciones esenciales previstas en el acuerdo de inversión informado previamente.

Según el hecho relevante firmado por el CFO y apoderado de la empresa, Javier Basso, se estima que el ingreso de Tango Energy como accionista controlante se concrete el 28 de agosto de 2025, sujeto al cumplimiento de las condiciones restantes. Con este paso, Aconcagua formaliza una operación clave para su continuidad operativa y su futuro en el mercado energético.

La comunicación remarca que la compañía “se encuentra trabajando con Tango Energy S.A.U. en la formalización del cierre del referido acuerdo”, en línea con lo anticipado en julio cuando se informó al mercado sobre la negociación.

Deuda bajo control

El cierre de la reestructuración de pasivos representa un alivio sustancial para Aconcagua. En la presentación previa a los inversores, Basso había sido claro sobre la situación crítica que atravesaba la empresa:

“Si no logramos hacer este proceso, lamentablemente la compañía tiene que ir a un proceso de quiebra y eso es justamente lo que queremos evitar”.

El ejecutivo había detallado que la petrolera acumulaba unos 260 millones de dólares de deuda financiera exigible, a lo que se sumaban compromisos comerciales y obligaciones derivadas del contrato con Vista Energy.

En aquel contexto, explicó que sin una renegociación, el incumplimiento del acuerdo FODA con Vista implicaba el riesgo de perder concesiones que representaban el 80% de la producción. “Esto dejaría a Aconcagua aproximadamente con el veinte por ciento de la producción actual, pero con el cien por ciento de los costos totales”, advirtió.

El acuerdo de inversión con Tango Energy llega así como respuesta a esa encrucijada, garantizando capital fresco, un nuevo accionista controlante y la posibilidad de iniciar un ciclo de estabilización.

El plan de Tango Energy

Tal como informó eolomedia, Pablo Iuliano, fundador de Tango Energy, había adelantado los ejes del plan que comenzará a desplegarse una vez formalizado el ingreso:

“Tango Energy está evaluando realizar una inyección de capital. Este aporte de capital está sujeto a los resultados de un proceso de due diligence y a la reestructuración exitosa de al menos el noventa por ciento de la deuda financiera y comercial de Aconcagua”.

Iuliano dejó en claro que el capital no se destinará a cancelar pasivos anteriores sino a recomponer la caja operativa: “El aporte de capital que estamos evaluando realizar tiene como único objeto poner en funcionamiento la compañía y de ninguna manera está destinado a cancelar deuda pasada”.

Además, destacó la importancia de contar con un equipo de gestión con experiencia comprobada: “Con un nuevo management, con probada experiencia en la operación de campos maduros durante más de veinte años y además experiencia en el desarrollo de shale, tenemos diseñado un plan de mejora de la performance y la eficiencia que está listo para ser desplegado ni bien tomemos control de Aconcagua”.

Tango Energy se hará cargo de Aconcagua Energía.

Vaca Muerta como horizonte

El enfoque de largo plazo está puesto en Vaca Muerta y en el desarrollo de shale. Iuliano lo resumió en términos concretos: “Una vez saneada la compañía y una vez que hemos desapalancado la compañía, tenemos que avanzar con el desarrollo para el crecimiento y ese desarrollo está en explotar los bloques de shale que van a permitir compensar el declino y hacer que la compañía pueda crecer en producción generando mejor resultado para sus accionistas”.

La visión de Tango busca así transformar a Aconcagua en una empresa con mayor proyección, apuntalada en eficiencia operativa, disciplina financiera y proyectos de shale en la cuenca neuquina.

Un nuevo capítulo para Aconcagua Energía

La confirmación del ingreso de Tango Energy como accionista controlante marca el inicio de un nuevo capítulo para Aconcagua Energía. Tras meses de negociaciones con acreedores, tensiones por la sostenibilidad de la deuda y advertencias sobre la posibilidad de quiebra, la empresa logra encaminar un rescate que combina capital, experiencia y una hoja de ruta de crecimiento.

Con la fecha del 28 de agosto como hito, la compañía queda ahora a la espera de cumplir las últimas condiciones para formalizar la operación. De lograrse, Aconcagua contará con un nuevo accionista mayoritario y un plan que busca dejar atrás la fragilidad financiera para enfocarse en el desarrollo energético de la Argentina.

Rincón de Aranda: la joya de Pampa Energía pone quinta en Vaca Muerta

El segundo trimestre de 2025 dejó un hito en la historia reciente de Pampa Energía. La compañía acelera con su plan en la ventana petrolera de Vaca Muerta y consolida su enfoque en Rincón de Aranda, uno de los bloques más prometedores del shale oil.

En diálogo con inversores, Gustavo Mariani, CEO, VP Ejecutivo y Vicepresidente de la compañía, junto a Horacio Turri, director Ejecutivo de Exploración y Producción, detallaron los avances del proyecto que se perfila como la gran joya productiva de Vaca Muerta.

La operación no solo mostró un salto exponencial en la producción, sino que también sorprendió al revelar el potencial de una tercera ventana geológica, lo que multiplica las oportunidades de desarrollo.

Con cinco plataformas perforadas, de las cuales cuatro están ya en línea, Rincón de Aranda pasó de producir 5.000 barriles diarios en el segundo trimestre a rozar los 16.000 barriles en julio. El objetivo es aún más ambicioso: alcanzar los 20.000 barriles diarios hacia fines de 2025 y consolidar los 45.000 barriles por día en 2027, cuando entre en operación el ducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

Rincón de Aranda, motor del crecimiento de Pampa Energía

Mariani destacó que la mayor parte del gasto de capital de este año se concentra en el bloque. Solo en el segundo trimestre, la compañía invirtió 249 millones de dólares en Rincón de Aranda, dentro de un total de 354 millones desembolsados en exploración y producción. En lo que va de 2025, la cifra ya supera los 360 millones.

El crecimiento se apoya en una infraestructura clave: ductos internos, conexiones troncales y una planta de procesamiento temporal que permitió sostener el aumento del volumen. Sin embargo, Turri remarcó que este esquema tiene un costo fijo que presionó al costo de extracción en los primeros meses, llevándolo a 16 dólares por barril.

Con la mayor producción y la conexión de los oleoductos, ese valor cayó rápidamente a 8,5 dólares por barril, con la proyección de llegar a 7 dólares en 2026 y 5 dólares una vez que se complete la planta central de procesamiento (CPF, por sus siglas en inglés). Este nivel de competitividad busca posicionar a Rincón de Aranda entre los desarrollos más eficientes de Vaca Muerta.

Pampa Energía apuesta fuerte por Vaca Muerta.

El hallazgo inesperado que amplía el horizonte

La gran sorpresa llegó desde el subsuelo. Según explicó Turri, en la plataforma 6 se perforó hasta la formación Orgánico Superior, una zona con resultados inciertos hasta ahora. Los rendimientos iniciales fueron tan positivos que la compañía abrió la posibilidad de sumar esta tercera capa al plan de desarrollo, que hasta el momento se apoyaba en el Orgánico Inferior y otras ventanas ya probadas.

“Fue la sorpresa más interesante en lo que va de la operación. Teníamos expectativas, pero con mucha incertidumbre. El resultado de la plataforma 6 confirmó que el Orgánico Superior puede ser una alternativa sólida para ampliar el proyecto”, señaló Turri.

El hallazgo geológico refuerza la idea de que Rincón de Aranda no solo es el presente de Pampa Energía en Vaca Muerta, sino también su futuro. Al potencial de duplicar producción en los próximos dos años, se suma ahora un horizonte que podría extender la vida útil del bloque y diversificar las estrategias de perforación.

Mariani, por su parte, subrayó que el desempeño de Rincón de Aranda permitió adelantar expectativas: “Antes esperábamos alcanzar 18.000 barriles diarios recién a fin de año. Hoy proyectamos que el promedio del cuarto trimestre se ubicará en esa cifra, lo que refleja los buenos resultados del bloque”.

Otro punto central del bloque es la mejora en eficiencia operativa. Turri detalló que la perforación avanzó de un promedio de 600 metros diarios a 900 metros, mientras que el fracking pasó de seis o siete etapas por día a un rango de entre 10 y 11. Estos avances permitirán reducir el costo por pozo de 15,5 millones de dólares a 13 millones en el mediano plazo.

Vaca Muerta suma un nuevo player internacional: Fluxus invertirá U$S 21,3 millones

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, y el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, participaron este martes de la firma de un acuerdo con la compañía FLUXUS formalizando la autorización de cesión de dos concesiones de explotación en Vaca Muerta.

Se trata de la concesión de la explotación con objetivos convencionales Centenario (Bloque I y II) y de la concesión de explotación con objetivos no convencionales (CENCH) Centenario Centro, previamente operadas por Pluspetrol S.A.

De parte de la empresa FLUXUS participaron de la firma del acuerdo su CEO, Ricardo Savini, el presidente de FLXS Argentina, Juan Randanne y el director de Operaciones, Jorge Lorenzón.

El ministro Medele relató que FLUXUS ha estado trabajando hace tiempo en la búsqueda de oportunidades para desarrollar hidrocarburos en Neuquén.

“Luego de una larga búsqueda encontraron un yacimiento que les convenía, que les gustaba operativamente, y que también a la provincia le interesaba mucho que ellos adquirieran. Ellos vienen con una experiencia internacional y están buscando crecer no solamente en hidrocarburos, sino que también tienen ambiciones de tomar otras áreas y también quizás ayudarnos a desarrollar otras actividades”, destacó.

Y señaló que “ya con todas las autorizaciones y la aprobación del gobernador, estamos en condiciones de decir que tenemos una nueva operadora en la cuenca neuquina y realmente eso nos llena de orgullo”.

Vaca Muerta y un nuevo jugador

La firma “va a comenzar a operar este año, durante 2025, y lo importante es que ya viene con un plan de trabajo. A todo este periodo también lo usaron para conocer el área, hacer un plan de trabajo, con lo que entendemos que va a ser muy rápida la adaptación”, aseguró Medele.

A su turno, el CEO Ricardo Savini expresó que “estamos muy contentos de llegar a Neuquén. El yacimiento Centenario es un campo histórico para la provincia, para la ciudad, está casi adentro de la ciudad de Neuquén. Y nosotros venimos para invertir muy fuerte, retomar la producción, recuperar pozos y, como decimos, redesarrollar el yacimiento. Vamos a trabajar tanto en el campo convencional como también en Vaca Muerta, porque ahí hay un potencial de Vaca Muerta importante”.

Recordó que se trata del primer activo en Argentina de la empresa. “Hoy somos operadores, somos una empresa brasileña de un grupo privado muy importante en Brasil, que es el grupo J&F. Tenemos operaciones en Bolivia, producimos gas en Bolivia en ese momento. Y a partir del inicio de nuestras operaciones acá, en Centenario, vamos a buscar otras oportunidades en Argentina, especialmente en la provincia más petrolera que es Neuquén”, indicó.

Acerca del acuerdo

El acuerdo -celebrado en los términos de las Leyes Nacionales N° 17.319, 26.197, 27.007, 27.742 y la ley provincial N° 2453- implica la incorporación de un nuevo operador en Vaca Muerta estableciendo un compromiso de inversión inicial de 21,3 millones de dólares, correspondiente a la reactivación de 54 pozos entre los años 2026 y 2027 y al mantenimiento de instalaciones existentes.

Asimismo, establece el abandono de 76 pozos que las empresas cedente y cesionaria han manifestado que no presentan condiciones que permitan considerarlos como activos productivos ni justifican su reactivación.

Uno de los ejes centrales es la puesta en valor de la planta Turboexpander en el área Centenario Centro, que permitirá procesar hidrocarburos localmente y reducir los costos logísticos del abastecimiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP), sustituyendo el transporte desde puntos distantes como Bahía Blanca. Esta medida busca optimizar la infraestructura existente, impulsar el desarrollo de proveedores locales y mejorar la competitividad energética provincial.

Respecto de los pagos asociados a la cesión, la empresa deberá abonar en concepto de Responsabilidad Social Empresaria un total de 430.600 dólares y en Impuestos de Sellos la suma aproximada de 169.400 dólares.

Sobre FLUXUS

Fluxus es el brazo petrolero de J&F, el mayor grupo económico privado de Brasil con presencia en 190 países. La empresa desarrolla activamente una cartera de producción de petróleo y gas en Latinoamérica, junto a un portafolio exploratorio de alcance global.

La firma promueve un flujo innovador de nuevos volúmenes de hidrocarburos en yacimientos existentes, el descubrimiento de nuevos recursos y la incorporación de nuevas energías para el mercado.