Chubut busca convertirse en un polo global de data centers con energía eólica y baja latencia internacional

La provincia de Chubut recibió esta semana un informe técnico que plantea una oportunidad inédita para transformar su matriz productiva y proyectarse al escenario tecnológico global. El documento, elaborado por Ingenieros Argentinos Asociados (IAA) y entregado al gobernador Ignacio Torres, recomienda avanzar en la instalación de un complejo de data centers de hiperescala impulsado íntegramente por energía renovable.

El estudio fue elaborado por un equipo de referentes nacionales en diseño de redes y centros de datos: los ingenieros Miguel Pesado, Carlos Chhab y Eduardo Schmidberg, entre otros especialistas del sector. Durante el proceso, también participaron actores privados y organizaciones provinciales como la Federación Empresaria del Chubut y la Asociación Transición Energética Sostenible.

El punto de partida del informe es claro: el crecimiento exponencial de la inteligencia artificial, el procesamiento de datos y los servicios digitales está redefiniendo el mapa energético mundial. Las grandes tecnológicas requieren ubicaciones con abundante energía limpia, clima frío, amplio territorio y conectividad internacional de alta capacidad. Para los autores, Patagonia y especialmente Chubut cumple con todas esas condiciones.

Un recurso de clase mundial

Uno de los principales argumentos técnicos del informe es la disponibilidad de energía renovable de alta calidad. Chubut posee un recurso eólico considerado “de clase mundial”, con factores de capacidad cercanos al 60%, superiores incluso a regiones como el Mar del Norte, referencia global en energía eólica.

Actualmente, la provincia tiene 22 parques eólicos en operación, además de un potencial adicional estimado superior a los 12.000 MW distribuidos a lo largo de más de 450 kilómetros. Esta combinación permite generar electricidad con uno de los costos nivelados (LCOE) más competitivos del planeta, condición clave para atraer infraestructura digital intensiva en consumo energético.

Los autores plantean que, a diferencia del modelo tradicional que transporta la energía hacia los centros urbanos del norte del país, el nuevo paradigma tecnológico propone lo inverso: llevar la industria y los servicios hacia las zonas donde la energía limpia es abundante.

TotalEnergies podría construir un parque eólico en Chubut.

Territorio disponible y logística estratégica

El estudio también destaca la disponibilidad territorial de la provincia. Chubut cuenta con más de 150.000 hectáreas aptas para instalar data centers redundantes en tres zonas —Norte, Sur y Oeste— con acuerdos de disponibilidad a 40 años.

El terreno es amplio, estable y escalable, una ventaja clave para desarrollos tecnológicos con proyección de varias décadas. A esto se suma la capacidad industrial instalada en Comodoro Rivadavia y Trelew, los dos principales centros poblacionales de la provincia.

La provincia también dispone de dos puertos de aguas profundas, utilizados habitualmente para cargas complejas como aerogeneradores, y tres aeropuertos ubicados a menos de 50 kilómetros de los nodos proyectados. Esta infraestructura logística es inédita en el país y esencial para construir, operar y mantener instalaciones de hiperescala.

La clave para atraer data centers globales

Uno de los factores diferenciales del proyecto es la posibilidad de asegurar baja latencia internacional, un requisito crítico para empresas como Amazon, Google o Microsoft, que analizan constantemente nuevos destinos para expandir su infraestructura digital.

El informe propone una conexión submarina desde la costa chubutense hasta Las Toninas, en Buenos Aires, donde llegan cables internacionales como Firmina, Tannat y Malbec. En paralelo, recomienda reforzar la red terrestre para alcanzar el punto de amarre del cable Humboldt en Chile, lo que permitiría conectividad directa con el Pacífico.

Esta configuración brindaría una salida y entrada simultánea a los dos océanos, reduciendo los tiempos de transmisión y posicionando a Chubut como la puerta de comunicación del hemisferio sur con el resto del mundo. Según los ingenieros, se trataría de una solución única en Sudamérica.

Dos data centers TIER IV y un ecosistema de innovación provincial

El documento propone instalar dos data centers en espejo, ambos diseñados bajo normativa TIER IV, el máximo estándar global para disponibilidad, redundancia y seguridad. Estas instalaciones operarían con energía completamente renovable, integrando eólica, solar, hidráulica y sistemas de baterías (BESS).

El esquema también considera el uso del clima frío patagónico para reducir drásticamente el consumo energético destinado al enfriamiento, además de la posibilidad de utilizar agua de mar como circuito intermedio y proveer excedentes desalinizados a comunidades locales.

El proyecto incluye además la creación del Centro de Innovación Chubut (CIC), un espacio destinado a formar talento local en inteligencia artificial, redes neuronales y habilidades futuras, además de impulsar startups tecnológicas y programas de cooperación global.

Una oportunidad histórica para reposicionar a Chubut

El informe concluye que Chubut reúne condiciones excepcionales para convertirse en el principal hub de data centers de América Latina. En un contexto global donde la demanda energética de la inteligencia artificial puede crecer entre 200% y 600% hacia 2030, las empresas tecnológicas buscan destinos con energía limpia, confiable y de bajo costo.

A esto se suma el nuevo clima económico nacional y herramientas como el RIGI, que podrían incentivar inversiones de gran escala en sectores de alto valor agregado.

Para IAA, Chubut tiene la posibilidad concreta de insertarse en la economía del conocimiento global, generar empleo calificado y liderar un cambio estructural en su matriz productiva, apalancado en un recurso natural estratégico: el viento patagónico.

PCR desembarca en EEUU con la compra de un proyecto shale en Oklahoma

Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) oficializó su llegada a Estados Unidos con la adquisición de una participación promedio del 15% en Cherokee, un proyecto de hidrocarburos no convencionales ubicado en la cuenca Anadarko, en el condado de Roger Mills, en Oklahoma. La operación marca un antes y un después para la compañía, que acelera así su proceso de expansión internacional.

El anuncio fue comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), donde la empresa explicó que la adquisición se realizó a través de su subsidiaria PCR Energy OK LLC. La compañía destacó que el activo se encuentra orientado a la producción de shale oil y shale gas, dos segmentos estratégicos para su crecimiento futuro.

Según informó PCR, Cherokee es operado por la estadounidense Upland Exploration LLC y reúne condiciones geológicas y de infraestructura que lo convierten en un proyecto de escala relevante dentro del mapa energético de Estados Unidos. La incorporación de este activo posiciona a la empresa argentina dentro de uno de los mercados más competitivos y maduros del mundo.

La producción de petróleo alcanzó un hito histórico en 20 años.

Un activo con escala, pozos existentes y un plan de perforación ambicioso

De acuerdo con la documentación presentada, el proyecto abarca aproximadamente 66.700 acres minerales. Cuenta actualmente con seis pozos perforados y uno en ejecución, lo que permite a PCR acceder de manera inmediata a información productiva y operativa clave para su modelo de expansión.

El plan del operador prevé la perforación de 60 pozos adicionales durante los próximos cuatro años. Esta hoja de ruta coloca a Cherokee en una fase de crecimiento acelerado, con potencial para incrementar significativamente su producción de crudo y gas no convencional.

PCR destacó que el reservorio presenta niveles de productividad alentadores, un punto determinante para la decisión de inversión. La presencia de infraestructura cercana y un ecosistema energético desarrollado en la región permiten avanzar con eficiencia en cada etapa del proyecto.

Un paso estratégico en la internacionalización de PCR

La compañía remarcó que esta adquisición constituye “un hito en el proceso de expansión internacional”, al permitirle acceder a un activo de calidad en un mercado altamente competitivo. La apuesta por Estados Unidos se alinea con una estrategia más amplia de diversificación y crecimiento que PCR viene ejecutando en distintos frentes.

El desembarco en Oklahoma llega en un momento en que la empresa muestra una evolución sostenida tanto en energías renovables como en operaciones de hidrocarburos en Argentina. En los últimos meses, PCR inauguró junto a ArcelorMittal Acindar el primer parque híbrido eólico-solar del país, ubicado en Toro Negro, San Luis. Ese desarrollo combina 112 MW de energía eólica y 18 MW solares, totalizando 130 MW de capacidad instalada.

La compañía también profundiza inversiones en Mendoza, especialmente en el yacimiento Llancanelo, donde ejecuta una campaña de perforación orientada al desarrollo de crudo extrapesado. Allí, recientemente se completó un pozo de más de 2200 metros y se avanza con un segundo, como parte de un plan que prevé cinco pozos durante 2025.

Estas inversiones, complementarias pero independientes del proyecto en Estados Unidos, muestran una empresa en expansión simultánea en producción, infraestructura y energías limpias.

PCR se quedó con los clúster Llancanelo.

Relevancia estratégica para el futuro de la compañía

La operación confirma un cambio de escala en PCR. El ingreso a un activo shale en Estados Unidos no solo amplía su portafolio, sino que instala a la empresa dentro de un circuito productivo global que combina know how, inversión y acceso a mercados de hidrocarburos de alta competitividad.

La compañía resaltó ante la CNV que el activo adquirido ofrece un potencial atractivo y se adapta a su estrategia de crecimiento. Con el plan de perforación previsto y la estructura operativa ya existente, PCR incorporará información, experiencia y flujo productivo en un mercado clave para la evolución tecnológica del sector.

Este movimiento, sumado a sus inversiones recientes en Argentina, proyecta un 2026 con dinamismo para la empresa y consolida su posición como uno de los actores privados argentinos con mayor expansión en la industria energética.

Neuquén y Santa Cruz firman con Nación la baja de retenciones para sostener el convencional

La decisión de reducir y eliminar las retenciones a la exportación de petróleo convencional sumó un respaldo clave desde las provincias productoras. Neuquén y Santa Cruz firmaron acuerdos con el Gobierno Nacional que apuntan a sostener la actividad en cuencas maduras, impulsar inversiones y fortalecer el empleo. La medida fue celebrada tanto por los mandatarios provinciales como por los funcionarios nacionales presentes.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, rubricó el acta que elimina las retenciones para el crudo convencional producido en la Cuenca Neuquina. La decisión se articula con políticas ya aplicadas por la provincia para sostener el segmento, incluidas reducciones impositivas y líneas de trabajo conjunto con empresas y sindicatos.

Figueroa señaló que el acuerdo “acompaña el esfuerzo” que su administración viene desarrollando para evitar una caída estructural de la producción convencional. Destacó que la iniciativa se integra con la Mesa para la Reactivación de la Producción Convencional, el espacio creado para diseñar estrategias que permitan mejorar competitividad y dinamizar inversiones.

Impulso para Neuquén: empleo, competitividad y reglas estables

El acto contó con la presencia del ministro de Economía, Luis Caputo; el jefe de Gabinete, Manuel Adorni; el ministro del Interior, Diego Santilli; el viceministro Daniel González y el presidente de la Cámara de Hidrocarburos, Carlos Ormachea. Allí se definió que los recursos generados por esta medida deberán reinvertirse en la actividad para garantizar impacto real en las provincias productoras.

Neuquén recordó que fue una de las primeras jurisdicciones en ofrecer beneficios para sostener la producción convencional, como la rebaja de tres puntos en regalías y la eliminación de Ingresos Brutos para esta actividad. Figueroa remarcó que el objetivo central es proteger el empleo y asegurar previsibilidad para los desarrollos en yacimientos maduros.

En septiembre, la provincia conformó la Mesa del Programa de Reactivación Hidrocarburífera Convencional junto con operadoras y sindicatos. Ese ámbito se orienta a reactivar pozos, promover eficiencia operativa y sostener el empleo asociado al sector. Para la provincia, el convencional mantiene un rol estratégico en el desarrollo energético y económico.

El ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, destacó que reactivar el convencional exige recursos y coordinación público-privada. Señaló que las condiciones impositivas resultan esenciales para movilizar inversiones que permitan incrementar la producción, recuperar pozos inactivos y sostener mano de obra en las cuencas maduras.

Santa Cruz se suma: una medida clave para evitar pérdida de producción

En paralelo, Santa Cruz firmó su propio convenio con Nación para reducir las retenciones a la exportación de petróleo convencional. El gobernador Claudio Vidal rubricó el acuerdo en Buenos Aires y remarcó que la medida es decisiva para la Cuenca del Golfo San Jorge, donde la producción convencional representa la mayor parte del aporte provincial.

Vidal advirtió que, sin este alivio fiscal, Argentina podría enfrentar en menos de dos años la necesidad de importar crudo para abastecer el mercado interno. Indicó que la provincia necesita reglas claras para sostener su actividad hidrocarburífera y evitar un deterioro en yacimientos maduros, que requieren inversiones constantes para mantener niveles de extracción.

El mandatario pidió que el beneficio impositivo se traduzca en trabajo real. Aseguró que el Gobierno Provincial exigirá a las empresas reinvertir los fondos y evitar prácticas especulativas. “Si las empresas no invierten y se guardan el ahorro, no sirve”, afirmó. Para Vidal, esta herramienta debe destinarse a sostener equipos, recuperar pozos y preservar empleos.

Santa Cruz iniciará en los próximos días reuniones técnicas con cada operadora para ordenar la implementación del acuerdo y verificar que los recursos se reinviertan localmente. El objetivo es asegurar que la cadena de valor hidrocarburífera mantenga su actividad y que el alivio fiscal llegue efectivamente a los trabajadores.

Vidal subrayó que el acuerdo no fue automático, sino el resultado de gestiones extensas. “Estas decisiones se discuten, se pelean y se sostienen”, remarcó, al destacar la necesidad de políticas que garanticen estabilidad, productividad y empleo para Santa Cruz.

Vista Energy invertirá más de U$S 4.500 millones para expandir su producción en Vaca Muerta

Vista Energy presentó su nuevo plan estratégico y anunció una inversión de más de USD 4.500 millones en Vaca Muerta para impulsar su producción un 60% y alcanzar los 180.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d) en 2028. La visión de la compañía para 2030 se centra en alcanzar una producción de 200.000 boe/d.

La empresa, que ya invirtió más de USD 6.000 millones en la Argentina, se consolidó como el principal productor independiente de crudo y mayor exportador de petróleo del país. Vista proyecta ingresos por exportaciones por USD 8.000 millones en los próximos tres años, y un EBITDA ajustado de USD 2.800 millones para 2028, lo que representa un crecimiento del 75% respecto de su estimación para 2025.

“Estamos entrando en una nueva etapa de crecimiento que llevará a Vista a una escala superior, apoyados en todo lo que construimos hasta ahora. En un contexto global donde la demanda de energía sigue creciendo, los productores eficientes y de bajo costo, como nuestra compañía, marcarán la diferencia. Haber consolidado una cultura de alto desempeño, ágil y con un equipo de clase mundial fue clave para seguir liderando el desarrollo de Vaca Muerta”, afirmó Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista Energy.

Vista presentó su nuevo plan estratégico ante la comunidad financiera internacional en su tercer Investor Day, un evento que marcó un nuevo hito para la compañía con la presencia en vivo de más de quince representantes de las principales entidades financieras del mundo —entre ellas Bank of America, Citi, Goldman Sachs, J.P. Morgan, Morgan Stanley, Santander y UBS.

De acuerdo con las proyecciones del plan, entre 2026-2028, Vista prevé generar un flujo de caja libre de ~1.500 millones de dólares por año (considerando un escenario de precio Brent de 65 – 70 dólares por barril). Este nivel de generación de caja permitirá sostener el crecimiento, fortalecer la estructura financiera y mantener la capacidad de inversión de largo plazo.

Desde el anuncio del primer plan estratégico en 2021, Vista incrementó tres veces su producción y cuatro veces su EBITDA ajustado, que pasó de USD 380 millones a USD 1.600 millones en 2025. Además, el valor de su acción se expandió a una tasa anual compuesta del 73%, posicionándola entre las compañías de E&P con mejor desempeño a nivel global.

Con los nuevos anuncios, la firma ratifica un modelo propio de gestión que redefinió la forma de producir hidrocarburos en Vaca Muerta.

Salta habilita un megaprojecto de litio: luz verde para Pozuelos–Pastos Grandes

El gobernador de Salta, Gustavo Sáenz, anunció esta mañana la aprobación de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) de la primera etapa del Proyecto Pozuelos–Pastos Grandes (PPG), perteneciente a la empresa Ganfeng Lithium, “otro hito histórico para nuestra provincia”, afirmó.

Con una producción anual estimada de 50.000 toneladas de carbonato de litio, será uno de los proyectos de producción de litio más importante de Argentina.

La iniciativa prevé una inversión estimada de más de 2.000 millones de dólares en distintas etapas de desarrollo. “Este nuevo proyecto demuestra que la política de Estado que se aplica en Salta se traduce en trabajo, oportunidades y producción para los salteños”, afirmó el mandatario.

Sáenz agregó que “esa misma política de Estado suma un nuevo capítulo con el reciente compromiso de Ganfeng y CAPEMISA de trabajar juntos para que los proveedores salteños tengan nuevas oportunidades”.

El proyecto

El proyecto Pozuelos–Pastos Grandes (PPG) unifica los desarrollos de los salares Pastos Grandes y Pozuelos, abarcando una amplia superficie en la Puna salteña. Se extiende por las cuencas del Salar de Pastos Grandes y del Salar de Pozuelos. Se desarrollará en tres fases y prevé una inversión estimada de 2.000 millones de dólares, consolidándose como una de las iniciativas más significativas dentro del plan de expansión de Ganfeng, que ya tiene en Salta su planta industrial en General Güemes y el Proyecto Mariana en la Puna.

Además, la empresa proyecta postularse al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) con PPG, lo que permitirá optimizar el desarrollo integral de la propuesta. Cuenta con una vida útil estimada de 25 años, un período de puesta en marcha de tres años y una producción proyectada de hasta 50.000 toneladas anuales.

Salta se posiciona como una potencia

Cabe resaltar que este proyecto Pozuelos–Pastos Grandes (PPG) podría consolidarse como el más grande de Argentina, considerando las proyecciones de la empresa de escalar su producción hasta 150.000 toneladas anuales de carbonato de litio, una vez cumplidas las presentaciones técnicas y ambientales correspondientes. La Declaración de Impacto Ambiental recientemente otorgada habilita en esta instancia una producción de 50.000 toneladas anuales, marcando el primer paso dentro de un desarrollo de gran escala que posicionaría a Salta a la vanguardia del litio en el país y en la región.

La secretaria de Minería, Romina Sassarini, explicó que el avance del proyecto Pozuelos–Pastos Grandes refleja la política minera sustentable que impulsa el Gobierno de Salta, orientada a fortalecer la cadena de valor productiva, promover la inversión privada responsable y garantizar que los beneficios del desarrollo lleguen a las comunidades locales.

Además, consolida a Salta como la provincia con mayor cantidad de proyectos de litio en todas sus fases, liderando el desarrollo minero del país. Actualmente, 5 de los 9 proyectos habilitados para producir litio en Argentina se encuentran en territorio salteño, de los cuales 3 ya están iniciando su producción y 2 cuentan con aprobación para iniciar su construcción y posterior puesta en marcha.

PAGBAM asesoró en el proceso de licitación de las áreas maduras ex YPF en Santa Cruz

El estudio Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen (PAGBAM) brindó asesoramiento integral en el proceso de Licitación Pública Nacional N° 006/2025, impulsado por FOMICRUZ S.E., para la adjudicación de los diez yacimientos maduros cedidos por YPF S.A. en la provincia de Santa Cruz en el marco del acuerdo firmado el 2 de junio de 2025.

El proceso constituye uno de los hitos más relevantes en materia de producción convencional de hidrocarburos en los últimos años y prevé inversiones por más de USD 1.200 millones, orientadas a reactivar la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge y fortalecer la participación de pymes nacionales en la operación de áreas maduras.

El proyecto y su alcance

La licitación comprende las áreas Los Perales–Las Mesetas, Las Heras–Cañadón de la Escondida, Cañadón León–Meseta Espinosa, El Guadal–Lomas del Cuy, Cañadón Yatel, Pico Truncado–El Cordón, Cañadón Vasco, Barranca Yankowsky, Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte y Los Monos.

Las seis compañías nacionales que habían presentado originalmente una iniciativa privada para hacerse cargo de las concesiones,: Clear Petroleum S.A., Patagonia Resources S.A., Quintana E&P Argentina SRL, Roch Proyectos S.A.U., Azruge S.A. y Brest S.A. de Servicios Petroleros presentaron una oferta conjunta en la licitación. La propuesta busca potenciar la eficiencia operativa y la sostenibilidad de la producción convencional a través de un esquema de cooperación técnica y financiera de largo plazo.

Asesoramiento legal

La participación de PAGBAM incluyó el asesoramiento legal integral en aspectos contractuales, y regulatorios tanto de la iniciativa privada como de la oferta, incluida la estructuración legal del consorcio y el cumplimiento de los requisitos de la licitación, en un contexto de relevancia económica y política para el desarrollo energético de Santa Cruz Norte.

El equipo de PAGBAM estuvo liderado por Francisco Javier Romano, socio del Departamento de Energía y Manuel Benites (impuestos), con la participación de Tomás Fernández Madero, Lara Arce y Abril Torres.

Esta transacción refuerza la presencia de PAGBAM como estudio de referencia en operaciones de energía y recursos naturales, y consolida su trayectoria en proyectos estratégicos de inversión y reestructuración de activos en el sector hidrocarburífero argentino.

Qué dijo Galuccio sobre el impacto de las elecciones en las operaciones de Vista

La discusión sobre el impacto político en la industria energética argentina volvió al centro de la escena con las elecciones de medio término. En ese contexto, Vista Energy, uno de los principales productores de shale oil en Vaca Muerta, fue consultada por inversores sobre cómo la coyuntura podría influir en su estrategia. Miguel Galuccio, fundador, presidente y CEO de la compañía, dejó un mensaje claro: el plan de crecimiento no cambia.

La pregunta surgió durante una sesión con analistas, cuando Michael Furrow, de Pickering Energy Partners, pidió conocer la visión de la empresa sobre los posibles efectos políticos. El ejecutivo remarcó que Vaca Muerta es un recurso estratégico para el país y consultó si el resultado electoral podría modificar las operaciones de Vista en el corto y mediano plazo.

“Las elecciones no cambian nuestro plan”

Galuccio comenzó su respuesta subrayando que la compañía ha atravesado diversos ciclos políticos sin alterar su rumbo. “Hemos estado creciendo Vista desde cero hasta donde estamos hoy, participando en cuatro administraciones diferentes”, dijo. Recordó además que buena parte del equipo directivo regresó al país en 2012 con una mirada de largo plazo sobre el desarrollo energético.

El CEO destacó que Vista contribuyó a transformar a la Argentina en un exportador neto estructural de hidrocarburos, lo que refuerza su rol en la economía. Según sostuvo, el hecho de realizar su Día del Inversor apenas dos semanas después de las elecciones es una señal de la confianza en la solidez del negocio. “Nuestro modelo de negocio es sólido, está dolarizado y estamos aumentando la cantidad de ventas al mercado de exportación”, afirmó.

Galuccio también resaltó que la compañía cuenta con financiamiento asegurado para sostener su plan de expansión y que no enfrenta vencimientos financieros significativos en los próximos años. Además, aseguró que los servicios clave para la actividad —como perforación, terminaciones y disponibilidad de equipos de fractura— están garantizados mediante contratos flexibles.

“Las elecciones pueden afectar la percepción del país, pero no afectan a Vaca Muerta ni nuestra capacidad de seguir ejecutando nuestro plan”, concluyó.

CapEx para mantener y expandir la producción

Otro punto relevante de la conversación giró en torno al nivel de inversión necesario para sostener la producción actual. Tasso Vasconcellos, de UBS, consultó sobre el CapEx requerido para mantener estable la producción y cómo variaría a medida que Vista escala su volumen operativo.

Galuccio explicó que, tomando como referencia una producción de 100.000 barriles equivalentes por día, el CapEx anual para mantener niveles constantes rondaría los 700 millones de dólares. Esa inversión implicaría perforar entre 50 y 55 pozos por año. “Si estamos en un rango de 130.000 a 150.000 barriles diarios, deberíamos considerar un CapEx cercano a los 800 millones, con un número de pozos entre 55 y 60”, detalló.

El ejecutivo aclaró que esos valores pueden variar en función de la eficiencia operativa, el contexto de precios y las condiciones de la cadena de servicios. Sin embargo, remarcó que la compañía ya incorporó estos escenarios en sus modelos internos.

PAE perforará en noviembre el primero de sus cuatro pozos shale en Cerro Dragón

Pan American Energy (PAE) comenzará a perforar en noviembre el primer pozo no convencional incluido en el plan piloto a través de una inversión superior a 40 millones de dólares y destinará más de 200 millones de dólares a la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros para recuperación terciaria en Cerro Dragón, de las cuales 6 serán inaugurados en los próximos 12 meses.

De esta manera, la compañía avanza con el desarrollo no convencional comprometido con una inversión inicial de más de 250 millones de dólares en la provincia.

La comitiva visitó la base de DLS en Comodoro Rivadavia donde se está acondicionando el equipo de perforación, el cual será trasladado a Cerro Dragón una vez finalizada la construcción de la locación que se está realizando en el yacimiento. La perforación se iniciará a mediados de noviembre.

Las etapas del plan piloto

La perforación con objetivo shale se realizará en dos etapas. La primera se iniciará con la perforación del pozo vertical Cerro Tortuga -x1000 de hasta 3.700 metros de profundidad para investigar un intervalo de shale de 120 metros de espesor. En esta fase se obtendrá un testigo corona de roca de más de 100 metros de longitud que permitirá tener un mejor conocimiento de las propiedades de la formación.

La información recopilada será analizada en ensayos de laboratorio por dos de los expertos internacionales más respetados del mundo en geomecánica y diseño de fracturas hidráulicas, de manera de asegurar que los resultados que se obtengan reflejen el verdadero potencial del objetivo a evaluarse. Posteriormente, se realizará el diseño de las fracturas con la utilización de simuladores de última tecnología.

La segunda etapa se realizará a partir del diagnóstico de los expertos con la información obtenida en el pozo vertical, por lo que en 2026 se prevé perforar una rama lateral de 3.000 metros saliendo del mismo pozo vertical, con 50 etapas de fractura.

PAE y su programa de recuperación terciaria

PAE también anunció un plan de recuperación terciaria a través de la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros. En la actualidad hay alrededor de 20 plantas de este tipo en toda la cuenca del Golfo San Jorge, – dos de ellas en PAE -, de manera que la compañía casi duplicará la cantidad actual de plantas de inyección de polímeros en la región.

La recuperación terciaria es una técnica que se aplica una vez agotadas las etapas de recuperación primaria (flujo natural y bombeo) y secundaria (inyección de agua de formación para mantener la presión), con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su recuperación. Se estima que su factor de recobro, – cantidad de hidrocarburo que se puede producir respecto al volumen total en el reservorio -, puede mejorar hasta un 4% adicional por sobre el alcanzado con la recuperación secundaria, lo que permite contrarrestar el declino, alargar la vida útil del yacimiento y alcanzar un mayor nivel de reservas.

En los próximos 12 meses PAE inaugurará 6 de los 17 proyectos de inyección de polímeros adicionales incluidos en el plan. Estos proyectos, integrados a pozos de inyección de agua, transforman el polímero sólido en una solución lista para ser inyectada en el yacimiento con la finalidad de aumentar la viscosidad del agua y desplazar una mayor cantidad de petróleo hacia los pozos productores.

Autoridades

La visita a la base de DLS contó con la presencia del gobernador de la Provincia, Ignacio Torres; el vicegobernador Gustavo Menna, los intendentes de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; de Rada Tilly, Mariel Peralta; el Ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila; el Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar; el Presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar; el Secretario General de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva; y el Secretario General del Sindicato de Camioneros de Chubut, Jorge Taboada. En representación de Pan American Energy asistieron el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el Vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el Vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

En este marco, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó que “este es el principio de un proyecto que tiene un potencial enorme en términos productivos para la provincia, pero también es el principio de un cambio de paradigma, de dejar de pelearnos entre nosotros y ponernos espalda con espalda a defender lo nuestro”.

Tomás Catzman, Vicepresidente de Operaciones de PAE en el Golfo San Jorge, afirmó que “con estos anuncios buscamos abrir un nuevo horizonte de inversión en la cuenca del Golfo San Jorge a través del desarrollo del no convencional y la recuperación terciaria. Basados en los aprendizajes del último pozo y aplicando las mejores prácticas recomendadas por los expertos mundiales, estamos confiados en que este nuevo pozo nos dará buenos resultados y esperamos que su perforación pueda confirmarnos un posible sweet spot”.

El plan piloto con objetivo no convencional de PAE incluye la perforación de 5 pozos. El primero de ellos fue perforado a fines del año pasado y permitió comprobar la viabilidad operativa y la existencia de shale gas. La perforación del pozo anunciado este viernes es el primero de los cuatro pozos restantes previstos en el plan comprometido con la provincia de Chubut.

Pecom y Capsa se disputan el último bloque de YPF en Chubut

La definición sobre el futuro del último bloque que YPF mantiene en la provincia de Chubut abrió una fuerte pulseada entre dos compañías: Pecom y Capsa. Ambas participan activamente en el proceso competitivo de venta, en un escenario donde los gremios petroleros presionan para que se asegure la continuidad de los puestos de trabajo y el cumplimiento de los retiros voluntarios.

El área, ubicada en el corazón de la Cuenca del Golfo San Jorge, produce actualmente unos 4.000 metros cúbicos de crudo por día y es considerada un activo estratégico para cualquier operadora que busque crecer en la región.

Pecom, el primero en ofertar

Según trascendió en el sector, Pecom fue el primero en presentar una oferta para el mítico bloque convencional en diciembre del año pasado. Sin embargo, el gremio que conduce Jorge Ávila dejó en claro que su apoyo se inclina hacia la propuesta de Capsa.

“El tema no es quién se quede con el bloque, lo importante es que los trabajadores cobren lo que les corresponde”, remarcaron desde el Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut. La definición sindical es clave en este proceso, ya que la transición implicará retiros voluntarios y el traspaso de parte del personal.

Fuentes del sector destacaron que este proceso no replicará el modelo aplicado en traspasos anteriores, cuando la estatal trasladó los costos laborales a la operadora entrante. En esta oportunidad, será YPF la que asuma los pagos de los retiros, despejando un factor de tensión que complicó operaciones previas.

La venta de Manantiales Behr marcaría el retiro de YPF de Chubut.

Capsa apuesta a inversión inmediata

Desde Capsa confirmaron que están decididos a competir por el bloque. Así quedó confirmado en un comunicado de la compañía a la Comisión Nacional de Valores (CNV). De lograrlo, activarían desde el primer día una campaña de perforación y reparación de pozos. “Hoy muchos equipos están parados. Nosotros queremos poner todo eso en marcha desde el día uno”, expresó Adolfo Storni, gerente general de la compañía.

El ejecutivo aseguró que la firma tiene una visión productivista de la economía y destacó su compromiso con la cadena de valor regional: “Nos da vergüenza tener equipos y gente parada cuando hay un reservorio que se puede desarrollar. Siempre encontramos el acompañamiento de proveedores, contratistas, gremios y empleados para que las cosas se puedan hacer y encajen”.

La estrategia de Capsa incluye aprovechar las sinergias con otras operaciones vecinas, lo que permitiría reducir costos y aumentar la eficiencia. “Tenemos vocación de crecer en Chubut todavía”, sostuvo Storni.

El activo, un símbolo de la transición de YPF

La venta de este bloque forma parte de la segunda ronda del Plan Andes, anunciado el 31 de julio, y representa un paso más en la estrategia de YPF de virar hacia los desarrollos no convencionales en Vaca Muerta.

El presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, reconoció que el activo aún guarda un fuerte potencial en recuperación terciaria, pero remarcó que “YPF no puede continuar invirtiendo comparativamente con Vaca Muerta”.

“Es el momento preciso para que ingrese una compañía mediana que pueda desarrollarlo. Nosotros nos quedaremos con una opción, pero no seremos los operadores principales”, explicó Marín, confirmando que la empresa apunta a convertirse en una compañía 100% no convencional a partir de 2026.

Mindlin cada vez más cerca de quedarse con Loma Negra

La Asamblea de acreedores de InterCement, una de las empresas líderes en producción de cemento en Brasil y controladora de Loma Negra en Argentina, aprobó este lunes casi por unanimidad su Plan de Reestructuración y de ser homologado por la justicia y cumplirse las condiciones precedentes allí previstas, dará lugar a la entrada de estos tres grupos como accionistas principales de la compañía. A ellos se suman otros importantes acreedores que también capitalizarían sus acreencias en la compañía.

Además, este plan permitiría una reducción considerable de las deudas de la sociedad. También se sumaría una nueva línea de crédito aportada por los nuevos accionistas para fortalecer el capital de trabajo y afrontar los gastos de la reestructuración, dejando a InterCement con una sólida estructura de capital.

Mindlin y Loma Negra

De esta manera, Intercement finalizaría la situación de estrés financiero en la que se vio envuelta en los últimos dos años y podría volver a cumplir el rol estratégico que la empresa tuvo históricamente dentro del sector cementero en Brasil y Argentina.

Esta operación marcaría el inicio de una nueva etapa para la compañía, que contará con: una estructura de capital sólida y sostenible, sin vencimientos significativos por los próximos cinco años. También otorgaría capacidad de inversión y sostenibilidad a largo plazo, sumado a una visión estratégica enfocada en el desarrollo y crecimiento.

El plan aprobado se estructuró de forma tal que, durante el período de transición hasta la efectiva incorporación de los nuevos accionistas, se asegurará la continuidad operativa de la empresa y de su controlada Loma Negra. Las operaciones de ambas compañías seguirán desarrollándose con total normalidad, manteniendo los estándares de calidad, el empleo y las relaciones con clientes, proveedores y comunidades.

Los nuevos accionistas

Los nuevos accionistas reúnen capitales argentinos, regionales e internacionales, con amplia experiencia en transformación empresarial, reestructuración financiera y generación de valor, respaldados por un firme compromiso para consolidar y expandir el negocio.

Latcem es una sociedad controlada por el empresario argentino Marcelo Mindlin, conocido por ser el fundador y presidente de Pampa Energía, la mayor generadora de energía eléctrica y la cuarta productora de gas de Argentina. Además, es accionista controlante de SACDE, una de las principales empresas constructoras del país, y co-controlante de Orígenes Seguros, una de las más grandes aseguradoras de Argentina.

Redwood Capital Management es un fondo de inversión global con sede en Nueva York y Miami que maneja más de US$10 billones y se especializa, entre otras cosas, en ayudar a empresas a solventar sus estructuras de capital y trabajar con su liderazgo para mejorar y solidificar sus operaciones. El fondo tiene una larga trayectoria invirtiendo en Brasil y Argentina.

Moneda Patria Investments forma parte de Patria Investments, firma líder en manejo de activos alternativos en Latinoamérica con más de 35 años de historia y US$48 billones bajo administración. Los fondos de crédito de Moneda Patria Investment, con más de US$7 billones y un historial de 25 años, son un referente en el mercado de deuda corporativa en la región, habiendo participado en decenas de reestructuraciones en Latinoamérica.