Tango Energy empezó a perforar un nuevo pozo en Charco Bayo

Tango Energy confirmó el arranque de un nuevo pozo convencional en Charco Bayo, dentro del área de Entre Lomas, en Río Negro. Se trata de un pozo vertical de 2.600 metros que apunta a las formaciones Sierras Blancas y Tordillo, según informó la compañía en su cuenta de LinkedIn esta semana.

El objetivo del trabajo, según explicó la petrolera, es mitigar el declino natural del yacimiento y sumar reservas de petróleo convencional en una zona que Tango Energy ya operaba desde antes de sumar el desarrollo shale a su portfolio. La empresa lo definió como parte de su plan de gestión de activos.

Charco Bayo no es un área nueva para la compañía. Forma parte del bloque Entre Lomas, uno de los cinco activos que Tango Energy recibió el año pasado cuando absorbió las operaciones de Aconcagua Energía, la petrolera que antes manejaba esos yacimientos en Río Negro, Neuquén y Mendoza.

Ese portfolio hoy suma 15 concesiones, la mayoría con producción convencional en marcha. La empresa, que conduce el ex CEO de YPF Pablo Iuliano, viene insistiendo en que buena parte del negocio pasa por exprimir cada pozo existente antes de embarcarse en desarrollos más costosos y de mayor riesgo geológico.

La otra apuesta: el no convencional en Río Negro

Mientras el pozo de Charco Bayo avanza, Tango Energy también puso primera en el desarrollo no convencional de Río Negro. La compañía obtuvo, mediante el Decreto 509/26, la conversión de los bloques Charco del Palenque, Jarilla Quemada y parte de Entre Lomas hacia concesiones de hidrocarburos no convencionales.

El plan piloto contempla una inversión inicial de 66 millones de dólares y la perforación de seis pozos en total, entre convencionales y horizontales, durante los próximos tres años. En Charco del Palenque, la compañía prevé arrancar con dos pozos horizontales de unos 2.800 metros de rama lateral cada uno.

Las proyecciones de la empresa son ambiciosas: si el desarrollo shale confirma las expectativas técnicas, Tango Energy apunta a producir 60.000 barriles diarios en el país hacia 2031. Por ahora, el foco sigue puesto en sostener la curva convencional mientras se define la horizontalización de los pozos exploratorios.

 

Uno de los pilares de Tango Energy

Entre Lomas es uno de los yacimientos convencionales más antiguos de la Patagonia y acumula décadas de explotación, lo que explica el interés de Tango Energy por frenar la caída natural de sus pozos con nueva perforación en Charco Bayo antes de girar hacia el desarrollo no convencional.

El área forma parte de la ventana petrolera de Vaca Muerta, aunque su historia productiva fue siempre convencional. Recién en los últimos meses, con la llegada de Tango Energy y el respaldo del gobierno rionegrino, la zona empezó a proyectarse también como territorio de shale oil.

Con casi 400 empleados, de los cuales 250 trabajan en el área petrolera cercana a Catriel, Tango Energy sostiene que la gestión rigurosa de sus activos convencionales le permite identificar oportunidades y sostener la producción mientras arma el terreno para el salto al no convencional.

YPF vendió dos clústers en Mendoza por U$S 405 millones y PECOM volvió a quedarse con una parte

YPF notificó a la CNV dos operaciones el mismo día. La empresa de mayoría estratal vendió participaciones en siete concesiones mendocinas por una suma que ronda los 405 millones de dólares, sin contar el ajuste de precio al cierre.

La primera venta es el clúster Chachahuén, integrado por el 70% de las concesiones Chachahuén Sur y Cerro Morado Este, y el 100% de Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra, del lado mendocino. Ahí se metieron Energía Mendocina S.A. y Compañía Andina de Petróleo y Gas S.A.

La letra chica del comunicado detalla cómo se reparten esas cuatro concesiones entre los dos compradores: en Chachahuén Sur y Cerro Morado Este, 40% queda para Compañía Andina y 30% para Energía Mendocina. En Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra, la división es 50 y 50 entre ambas firmas.

La producción detrás de Chachahuén

Durante el segundo trimestre de este año, la porción de YPF en Chachahuén produjo cerca de 10.000 barriles diarios de petróleo y 0,03 millones de metros cúbicos por día de gas natural. Son los números que la compañía usó para justificar el valor de la operación ante el regulador.

El precio acordado fue de 200 millones de dólares, con fecha efectiva al 1 de junio de 2026. Igual que en cualquier venta de este tipo, todavía falta que se cumplan las condiciones precedentes habituales, y al monto final habrá que sumarle el IVA y el ajuste de precio que corresponda al cierre.

La cesión no fue solo de las concesiones: el comunicado aclara que también se transfirieron los ductos y el stock de materiales que estaban en los almacenes asociados a esos activos. Es un detalle que suele pasar desapercibido, pero que en operaciones de este tamaño representa infraestructura real y logística ya instalada.

Mendoza reconfigura su mapa petrolero.

Mendoza No Operado, la segunda pata de la venta

La otra operación tiene un nombre que empieza a sonar conocido en el sector: San Benito Upstream S.A.U. se quedó con el clúster Mendoza No Operado, que incluye el 30,01% de la concesión CNQ-7 Gobernador Ayala y el 50% de CNQ-7A y Jagüel Casa de Piedra, entre Mendoza y La Pampa.

Ese paquete de activos, donde YPF nunca fue operador, produjo durante el segundo trimestre unos 7.000 barriles diarios de petróleo y 0,04 millones de metros cúbicos por día de gas. El precio pactado ascendió a 205 millones de dólares, con fecha efectiva retroactiva al 1 de enero de 2026.

Al igual que en Chachahuén, la transacción incluyó la cesión de ductos y de los materiales almacenados en los activos vendidos, y quedó sujeta a las mismas condiciones precedentes habituales. También aquí corresponde adicionar el IVA y el eventual ajuste de precio al momento del cierre definitivo.

Quién es San Benito, la mano derecha de PECOM

San Benito Upstream es la sociedad relacionada con la que PECOM, la petrolera del grupo Pérez Companc, viene armando buena parte de sus compras desde que decidió volver al negocio de la producción de crudo convencional.

Meses atrás, ese mismo consorcio ya había protagonizado una de las operaciones más comentadas del año: la compra de Manantiales Behr, el mítico bloque chubutense que YPF operaba y que terminó pasando a manos de PECOM Servicios Energía y San Benito Upstream por unos 410 millones de dólares.

Con ese antecedente fresco, la aparición de San Benito en Mendoza no sorprende demasiado a quienes siguen de cerca al sector. El patrón se repite: YPF se desprende, San Benito compra, y el grupo Pérez Companc suma barriles a un portafolio convencional que crece a un ritmo que pocos anticipaban hace un año.

Las dos ventas de Mendoza se enmarcan en lo que la compañía llama Plan 4×4, la estrategia con la que viene achicando su presencia en campos convencionales para concentrar plata e ingeniería en Vaca Muerta. El propio comunicado lo dice sin vueltas: el objetivo es maximizar el valor para la compañía, sus accionistas e inversores.

Crown Point reactivará un rig en El Tordillo tras tres años

Crown Point confirmó el esquema de inversión que desplegará en Chubut y Santa Cruz tras quedarse con los activos convencionales de la región. La cifra ronda los 200 millones de dólares y apunta a campos que llevan años en declino, con la perforación como prioridad.

Consultada por eolomedia sobre la distribución del capital, desde la compañía sostienen que el programa contempla obras en ambas provincias, priorizando las actividades con mayor impacto en producción y recuperación de reservas. La mayor parte irá a perforación, workovers e intervenciones sobre pozos.

El resto del capital se destinará a infraestructura de superficie, instalaciones de producción y mejoras operativas. La empresa remarca que existen compromisos previos con las provincias que funcionan como marco de esas inversiones, además de exploraciones que consideran clave para crecer en escala.

El no convencional queda en pausa, por ahora

Sobre si hay planes de avanzar en no convencional en Chubut, la respuesta fue cauta: el foco actual está puesto en desarrollar de manera eficiente los activos convencionales que acaban de incorporar, sin apuro por sumar un frente nuevo.

Desde la empresa remarcan que mantienen una evaluación permanente del potencial exploratorio de las cuencas donde operan y que analizan todas las oportunidades geológicas que puedan generar valor, no convencional incluido, aunque hoy no existe un programa anunciado para la provincia.

El cambio accionario de Liminar Energía, que sumó un nuevo socio, no modifica los planes para 2026, según la compañía. El ingreso del inversor fortalece la capacidad financiera y respalda la estrategia de crecimiento trazada desde la adquisición.

Liminar Energía tomó el control de más del 91% de Crown Point Energy tras ejercer una oferta de acciones

El equipo de perforación llega entre agosto y septiembre

Los compromisos asumidos siguen vigentes y el objetivo es cumplir el programa comprometido, aunque siempre sujeto a las condiciones operativas, regulatorias y de mercado habituales del sector petrolero, aclaran desde la firma.

Sobre la llegada del equipo de perforación en El Tordillo, todavía no hay fecha cerrada. Desde la compañía sostienen que están avanzando en la planificación operativa junto a los contratistas – según pudo saber este portal, San Antonio Internacional será la empresa que activará el rig– y que el arribo sería en agosto o septiembre, con el cronograma definitivo pendiente de los procesos técnicos.

El bloque volverá a registrar actividad de perforación después de tres años. La operadora se hizo cargo oficialmente de El Tordillo en diciembre del año pasado.

Según remarcan desde la compañía, la perforación es el corazón del plan de desarrollo y se ejecutará conforme al programa acordado con las autoridades provinciales. No hay, por ahora, precisión sobre la cantidad de pozos previstos para el primer año.

Pozos maduros, regalías y la sombra de Vaca Muerta

Los yacimientos que Crown Point tomó están en declino, y la expectativa de recuperación es moderada: la meta no es prometer un crecimiento extraordinario, sino maximizar el factor de recuperación y extender la vida útil de los activos.

Desde la compañía sostienen que todavía hay potencial para generar valor mediante nuevas perforaciones, reacondicionamiento de pozos y mejoras de eficiencia. En Santa Cruz, el programa contingente podría ampliarse hasta 90,8 millones de dólares si los resultados técnicos y económicos acompañan.

En este sentido, la integración de Piedra Clavada y Koluel Kaike avanza según lo previsto. En esta primera etapa el foco estuvo en asegurar la continuidad operacional y preparar los programas de inversión, con evaluaciones anuales antes que análisis de corto plazo.

Crown Point acelera en Chubut.

Un escenario de crecimiento para Crown Point

Una eventual segunda etapa después de 2027 dependerá de la evolución técnica de los proyectos, del comportamiento de los reservorios y del contexto económico. La visión de la empresa, dicen, es de largo plazo mientras las condiciones permitan generar valor.

La relación con Chubut y Santa Cruz es, según la compañía, cercana y constructiva, con el objetivo compartido de sostener el empleo y fortalecer la cadena de proveedores locales a través del crecimiento de la producción y las regalías.

Mientras varias majors abandonan el convencional para concentrarse en Vaca Muerta, Crown Point ve una oportunidad: empresas independientes pueden especializarse en activos convencionales con una gestión más enfocada. “Nuestro objetivo es demostrar que el petróleo convencional todavía tiene un rol relevante dentro de la matriz energética argentina”, sostienen desde la compañía.

PAE busca revitalizar Cerro Dragón de la mano de EOR

Pan American Energy (PAE) avanzará con la presentación de un proyecto de USD 680 millones en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con el objetivo de desarrollar nuevas etapas de recuperación terciaria en Cerro Dragón.

La iniciativa contempla la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros, además de nuevas perforaciones y tareas de reacondicionamiento sobre cientos de pozos productores e inyectores. El foco del proyecto está puesto en sostener la producción convencional en una cuenca que enfrenta un marcado declino natural.

El anuncio fue realizado en el Palacio de Hacienda durante un encuentro encabezado por el ministro de Economía, Luis Caputo, junto al CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, autoridades provinciales y representantes sindicales del sector petrolero.

El desafío de sostener la producción

Con este proyecto, PAE intentará consolidar una nueva etapa de desarrollo en Cerro Dragón, el principal yacimiento convencional del país. La empresa apuesta a la incorporación de tecnología para mejorar los niveles de recuperación de crudo y extender la vida útil del área.

La recuperación terciaria aparece como una de las alternativas más utilizadas para incrementar extracción en campos maduros. A diferencia de las etapas primaria y secundaria, este sistema apunta a movilizar el petróleo que permanece atrapado en la roca mediante la inyección de compuestos químicos especializados.

En este caso, el esquema utilizará polímeros para mejorar la eficiencia del barrido dentro del reservorio. Según las estimaciones difundidas por la compañía, el proyecto podría aportar una producción incremental acumulada de aproximadamente 24 millones de barriles durante su vida útil.

El rol del RIGI en los proyectos petroleros

La decisión de encuadrar el proyecto dentro del RIGI refleja la importancia que las compañías le asignan al nuevo régimen de incentivos impulsado por el Gobierno nacional. El esquema ofrece beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios para inversiones de gran escala y largo plazo.

En la industria consideran que este tipo de herramientas puede resultar determinante para viabilizar proyectos complejos en cuencas maduras, donde los costos operativos suelen ser más elevados y los márgenes de rentabilidad dependen de condiciones de estabilidad económica.

El proyecto de PAE requerirá además importantes trabajos de infraestructura y operación sobre el campo. El plan contempla intervenir cerca de 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, en una de las mayores campañas de recuperación avanzada previstas para la cuenca.

Impacto esperado en Chubut

Además de apuntar a sostener producción, la iniciativa busca mantener niveles de actividad en el entramado petrolero regional. La ejecución del proyecto demandará servicios de perforación, mantenimiento, transporte y operaciones especiales vinculadas a la industria hidrocarburífera.

En Chubut, la continuidad de la actividad convencional representa un tema central tanto para las empresas como para los sindicatos petroleros, debido al impacto que tiene sobre el empleo y la economía regional. La Cuenca del Golfo San Jorge atraviesa desde hace años un escenario de caída natural de producción.

Desde el sector empresario consideran que la incorporación de nuevas tecnologías puede ayudar a ralentizar ese proceso y habilitar zonas que anteriormente no resultaban económicamente viables para su explotación.

La conversión del Golfo San Jorge en la mira. PAE subirá un nuevo perforador.

El proyecto de PAE de largo plazo para Cerro Dragón

La petrolera estima que el desarrollo permitirá alcanzar picos de producción superiores a los 11.300 barriles diarios adicionales. Ese volumen tendría impacto tanto en los niveles de extracción como en las regalías provinciales asociadas a la producción incremental.

Durante el anuncio participaron el ministro de Economía, Luis Caputo; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el gobernador de Chubut, Ignacio Torres; y dirigentes sindicales como Jorge Ávila y José Lludgar, además de funcionarios del área energética y directivos de la compañía.

Por parte de PAE también estuvieron presentes el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; 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.

PECOM comenzó a operar el yacimiento Manantiales Behr

PECOM informó que, cumplidas las condiciones precedentes previstas para la operación, tomó formalmente posesión y comenzó a operar el yacimiento Manantiales Behr

Ubicado en la provincia del Chubut, la incorporación de Manantiales Behr representa un paso estratégico para la compañía, consolidando un cambio de escala que posiciona a PECOM entre los principales operadores de petróleo convencional de la Argentina y refuerza su presencia como inversor y actor de relevancia en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Manantiales Behr es uno de los yacimientos convencionales más importantes del país y un activo emblemático de la industria energética argentina. Su incorporación fortalece la estrategia de crecimiento de PECOM en el upstream, con foco en la optimización de activos maduros y el desarrollo de proyectos de recuperación terciaria (EOR, por sus siglas en inglés).

Desde el punto de vista operativo, se concentrarán los esfuerzos en la excelencia operacional, la incorporación de tecnología y la aplicación de capacidades técnicas orientadas a maximizar la eficiencia y el factor de recobro. El plan combina perforación de nuevos pozos en sectores con potencial de desarrollo, instalación y operación de unidades modulares de inyección de polímeros (PIUs) y una intensa actividad de workovers sobre pozos existentes, orientada a optimizar su desempeño productivo y adaptarlos al esquema de recuperación terciaria.

En línea con esta estrategia, se prevé, además de la continuidad del desarrollo de Grimbeek, la expansión a otras zonas del piloto exitoso de El Alba Valle y la implementación de un proyecto piloto de EOR en el área de Myburg del campo. De esta forma, PECOM reafirma su compromiso con una gestión del activo orientada al desarrollo de reservas, maximizando su valor y extendiendo la vida útil del campo.

Con más de 70 años de trayectoria, PECOM es parte del grupo de empresas de Luis, Rosario y Pilar Perez Companc y se ha consolidado como una compañía multidisciplinaria de energía dedicada a la producción de petróleo y gas, la provisión de servicios y soluciones integradas, y el desarrollo de proyectos de ingeniería y construcciones para los sectores de oil & gas, energía eléctrica y minería.

PECOM acuerda la compra de áreas de Pluspetrol en Mendoza y La Pampa

PECOM cerró un acuerdo con Pluspetrol para adquirir participaciones en cuatro áreas hidrocarburíferas ubicadas en Mendoza y La Pampa. La operación marca un nuevo movimiento en el mercado de activos convencionales en Argentina.

El entendimiento incluye la cesión de participaciones en los bloques Gobernador Ayala, Jagüel Casa de Piedra, CNQ-7A y Gobernador Ayala III, donde Pluspetrol mantenía posiciones relevantes dentro de concesiones de explotación vigentes en ambas provincias.

En paralelo, la compañía vinculada San Benito Upstream también participa de la operación y asumirá participaciones mayoritarias en los mismos activos, consolidando un esquema conjunto orientado a fortalecer la operación en áreas maduras con potencial de optimización productiva.

PECOM crece en el convencional

Según el comunicado enviado a la Comisión Nacional de Valores, PECOM adquirirá participaciones minoritarias en cada uno de los bloques, mientras que San Benito Upstream tomará posiciones más amplias, en algunos casos superiores al 50% del capital operativo.

La operación, sin embargo, no está cerrada definitivamente. El traspaso de los activos queda sujeto al cumplimiento de condiciones precedentes, entre ellas la obtención de aprobaciones regulatorias, un requisito habitual en este tipo de transacciones dentro del sector energético.

Desde la perspectiva de Pluspetrol, el acuerdo implica la transferencia del 100% de sus derechos y obligaciones sobre estas áreas, lo que confirma su decisión de avanzar en un proceso de desinversión en activos convencionales.

El movimiento refleja una tendencia creciente en la industria: empresas que buscan reordenar portafolios y concentrar recursos en activos con mayor escala o potencial, mientras otras compañías aprovechan oportunidades en campos maduros con margen de mejora operativa.

En ese contexto, Pecom apunta a expandir su presencia en la operación de áreas tradicionales, donde la aplicación de tecnología y eficiencia puede extender la vida útil de los yacimientos y mejorar los niveles de producción.

Las dudas detrás del plan de Crown Point en Chubut

Crown Point Energy avanza con su plan de inversiones en Chubut tras la adquisición de activos clave, pero el contexto financiero de la compañía abre interrogantes sobre la viabilidad de su estrategia. La apuesta por campos maduros implica desafíos técnicos y económicos en un escenario donde la eficiencia será determinante.

La empresa concretó en 2025 la compra de participaciones en las concesiones El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, consolidando su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge. A partir de esta operación, delineó un programa de desarrollo orientado a incrementar la producción y mejorar la performance de los yacimientos.

Un plan ambicioso con foco en Chubut

Para este año, Crown Point proyecta un gasto de capital cercano a los 77 millones de dólares, de los cuales unos 44,7 millones estarán destinados a las concesiones chubutenses. La magnitud de la inversión refleja la centralidad que adquirieron estos activos dentro de la estrategia global de la compañía.

El programa incluye la perforación de ocho pozos, trabajos de reacondicionamiento y mejoras en instalaciones de superficie. Sin embargo, este tipo de desarrollos en campos maduros suele requerir altos niveles de inversión sostenida para compensar el declino natural de la producción, lo que puede presionar los resultados.

Durante el cuarto trimestre de 2025, las áreas de Chubut comenzaron a tener un impacto relevante en la producción total. El Tordillo registró un promedio superior a los 4.200 barriles diarios, mientras que La Tapera y Puesto Quiroga aportaron volúmenes más modestos dentro del esquema operativo.

Crecimiento productivo con presión sobre los márgenes

El salto en producción se tradujo en mayores ingresos para la compañía, que alcanzaron los 34,6 millones de dólares en el último trimestre de 2025. Este crecimiento estuvo impulsado principalmente por la incorporación de los activos en Chubut, que incrementaron significativamente los volúmenes vendidos.

La producción total promedió 6.918 barriles equivalentes por día, mostrando una expansión respecto a períodos anteriores. No obstante, este crecimiento no logró traducirse en una mejora contundente en los resultados financieros, debido al peso de los costos operativos y las obligaciones fiscales.

La compañía reportó pérdidas netas y un netback operativo limitado, lo que evidencia que el aumento en la producción todavía no alcanza para compensar completamente la estructura de costos. Este escenario plantea dudas sobre la capacidad de sostener el ritmo de inversión en el corto plazo.

Crown Point tomó posesión de El Tordillo

Reservas, potencial y el desafío financiero

En su último informe de reservas al 31 de diciembre de 2025, Crown Point estimó un total de 36,9 millones de barriles equivalentes de petróleo en reservas probadas. Las áreas de Chubut representan una parte relevante de ese volumen, con potencial para extender la vida útil de los campos.

El desarrollo de estos activos dependerá en gran medida de la capacidad de la empresa para mejorar los factores de recuperación y optimizar las operaciones. En campos maduros, estas mejoras suelen requerir inversiones constantes y una ejecución técnica eficiente para generar resultados sostenibles.

El principal desafío aparece en el frente financiero. La compañía cerró el año con un déficit de capital de trabajo significativo, lo que podría condicionar la ejecución de su plan. En este contexto, el equilibrio entre crecimiento productivo y solidez financiera será clave para definir el éxito de la estrategia.

Explotación Dual: la opción que analiza YPF para tener revancha en el shale de Chubut

El potencial no convencional de Chubut es lo más parecido a un mito. Los proyectos de exploración no brindaron buenos resultados en la Cuenca del Golfo San Jorge y llevó a diferentes pesos pesados de la industria a considerar que “la D-129 no sirve”.

La reconversión de Cerro Dragón y los pozos no convencionales que realiza Pan American Energy (PAE) cambiaron las perspectivas en los últimos meses. Sin embargo, el anuncio de Horacio Marín sorprendió a más de uno de los presentes en New York. En el marco de la Argentina Week, el presidente y CEO de YPF sostuvo que la compañía “proyecta explorar el potencial del D-129 en Chubut”. La declaración de Marín hizo ruido en Estados Unidos, pero también la Cuenca del Golfo San Jorge.

Un interés que no es nuevo

El presidente de YPF remarcó en más de una oportunidad que la compañía sería 100% no convencional y que la salida de los campos maduros representaba una estrategia de crecimiento para la operadora. Pero en el evento Chubut Energía 2050, Marín dejó la puerta abierta para otros proyectos en la provincia.

“Hay que saber salir y Manantiales Behr está en el momento preciso para salir. ¿Para qué? Para que ingresen compañías medianas y tomen el control, porque Manantiales Behr produce 4 mil metros del cúbicos por día, tiene mucho futuro en la terciaria, e YPF no puede continuar invirtiendo comparativamente con Vaca Muerta”, subrayó el ejecutivo sobre el mítico bloque que aun posee la empresa.

No obstante, Marín valoró la exploración en la formación D-129 que lleva adelante PAE y adelantó que se guardaría un as bajo la manga. “En la licitación (de Manantiales Behr) nos vamos a quedar con la opción de pedir la reversión no convencional, y espero que te vaya bien (a Marcos Bulgheroni, CEO de PAE) en Aurora Austral porque eso sería un cambio muy importante”, destacó.

YPF vendió Manantiales Behr.

YPF y la chance de una Explotación Dual

Hay una posibilidad de que Chubut rompa la estructura petrolera y avance con una explotación dual. Esto significa que una operadora se dedique al no convencional y otra explote el convencional. Esa es una de las variables que maneja YPF y que contaría con el visto bueno del Gobierno de Chubut.

La venta de Manantiales Behr todavía no está sellada. Si bien hay avances entre YPF y PECOM, falta que se presente la operación de venta formal ante la administración de Ignacio Torres.

En este sentido, el gobernador de Chubut destacó la posibilidad de que empresas de los Estados Unidos se asocien a firmas locales para potenciar y fortalecer la exploración no convencional. Sumando más condimentos a la posibilidad de que la explotación dual o la conformación de UTE sea una realidad.

El modelo que mira Chubut es el que se aplica en Canadá. Alberta y British Columbia fueron las primeras jurisdicciones en avanzar con estas medidas. Allí, la regulación permite que los derechos sobre el subsuelo se asignen considerando distintas formaciones geológicas o profundidades.

Esto ocurre dentro de Western Canada donde existen múltiples capas con petróleo y gas, algunas explotadas con técnicas convencionales y otras mediante etapas de fractura.

Gracias a esa diversidad geológica, es posible que diferentes compañías desarrollen reservorios ubicados a distintas profundidades. Una empresa puede producir shale, mientras otra explota recursos convencionales. Este esquema no solo permite ampliar la producción, sino también aprovechar infraestructura existente y reducir riesgos de inversión.

PECOM inicia su campaña de perforación en Cañadón Perdido

Como parte del plan de inversiones previsto para 2026, PECOM puso en marcha el perforador VV 51 de la empresa Venver para dar inicio a la campaña de perforación que reactivara la actividad en Cañadón Perdido, un hito muy importante que demuestra el potencial de áreas marginales de la cuenca a partir del estudio del subsuelo.

El anuncio contó con la visita del gobernador de Chubut, Ignacio Torres; el diputado nacional y secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Chubut, Jorge Ávila; el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el Director de Operaciones de Upstream de PECOM, Jorge López Kessler y autoridades provinciales y gremiales.

El yacimiento Cañadón Perdido estuvo en producción primaria desde 1928 a 1960. En al año 1996 comenzó el desarrollo por recuperación secundaria que luego se abandonó en el año 2008 quedando el campo con una producción marginal (200m3/d con 85 pozos). En la actualidad produce 68m3/d con 27 pozos productores.

En la fase 1 del proyecto, el equipo arranca con perforaciones en El Trébol y luego se traslada a Cañadón Perdido donde este año va a perforar 28 pozos (9 inyectores y 19 productores) para conectar una nueva planta del primer piloto de inyección de polímeros. Con este piloto se logrará más que quintuplicar la producción de esta zona, pasando de los actuales 68 m3/d a 400m3/d (2500 bbl/d). Así mismo, el resultado del piloto no solo traerá mayor producción sino que abrirá oportunidades en nuevas zonas del yacimiento, con potencial para alcanzar una producción de 600m3/d (3700bbl/d) en una segunda etapa con el desarrollo completo con 53 pozos adicionales.

Este es un ejemplo de un campo muy maduro (prácticamente abandonado) en el cual, luego de estudios integrados de subsuelo y eligiendo la estrategia de desarrollo correcta, se va a lograr revitalizar y re-desarrollar con una potencial actividad de 80 pozos nuevos.

PECOM, retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma sólida de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria.

Recientemente ha acordado con YPF la adquisición del yacimiento Manantiales Behr, el segundo yacimiento convencional más grande del país, con una producción diaria del orden de los 25.000 barriles de petróleo por día, lo que le permitirá, operar un total de más de 35.000 bbl/d.

Del “pensábamos que era un shampoo” al escándalo: la historia de la venta de Manantiales Behr

Manantiales Behr es el último bloque que le quedaba a YPF en Chubut y en la Cuenca del Golfo San Jorge. La joya del convencional es sinónimo de la recuperación terciaria y una de las áreas más productivas del país. Es por eso que la noticia que estaba en venta atrajo a diferentes compañías del país.

Rovella Capital, Grupo San Martín, PECOM y Capsa fueron quienes recorrieron las instalaciones del bloque durante octubre. El nombre de Rovella generó controversia desde el minuto uno. Nadie sabía quién estaba detrás de la firma y se asoció rápidamente a la constructora vinculada a los trabajos licitados por el Gobierno nacional.

Los días pasaron y las sospechas sobre Rovella fueron creciendo. La firma de Mario Rovella fue quien realizó la mejor oferta y encendió las alarmas en el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut. La cúpula del gremio salió rápidamente a exigirle a YPF que evalúe todas las ofertas y que tenga en consideración la historia petrolera de las compañías que competían por el activo.

El panorama incomodaba al Gobierno del Chubut. El Ejecutivo trataba de hacer equilibrio: por un lado, deslizaba que podía vetar al comprador de Manantiales Behr por ser dueño de recursos, pero, por otro lado, subrayaba que “nunca se metería en los acuerdos entre privados”.

Finalmente, en enero se conoció que YPF vendía Manantiales Behr por 575 millones de dólares. La transacción fue confirmada mediante un comunicado a la Comisión Nacional de Valores donde se detallaba que Limay Energía S.A., subsidiaria de Rovella Capital, abonaría “el 60% del capital al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”.

El dinero no aparecía y, en los últimos días, desde los distintos sectores de la Cuenca del Golfo San Jorge se empezaron a preguntar si Rovella podría hacerse cargo del pago. Los fondos nunca fueron acreditados y el directorio de YPF decidió revertir su decisión y venderle Manantiales Behr a PECOM.

Jorge Ávila sostuvo que, más allá de las diferencias con las autoridades, está en contra de la privatización de YPF.

“Creíamos que era un shampoo”

El nombre de Rovella Capital no generaba buenas sensaciones en la norte de la Cuenca del Golfo San Jorge. La firma contaba con la aprobación del gobernador de Chubut, Ignacio Torres, por lo que sorprendió cuando el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut – aliado del mandatario provincial- salió con los tapones de punta cuando se conoció que la empresa de Mario Rovella podía desembarcar en la cuna del convencional.

El gremio de petroleros convencionales dejó en claro más de una vez que prefería que PECOM o Capsa se quedaran con Manantiales Behr debido a su experiencia en la industria petrolera. “Cuando leímos que Rovella Carranza se iba a quedar con Manantiales, nosotros pensábamos que era un shampoo”, bromeó Ávila en la radio local La Petrolera.

El líder petrolero se reunió con la nueva cúpula que comandaría los destinos de la joya del convencional. Según Ávila, los empresarios se habían comprometido a activar un perforador, cuatro workover y tres pullings.

Las críticas del sindicato nunca cesaron: señalaron vínculos con Santiago Caputo, recordaron que el nombre estaba relacionado con la Causa Cuadernos y cuestionaron en más de una oportunidad su nula experiencia en el sector petrolero.

Los vínculos con el Gobierno del Chubut

En la Cuenca del Golfo San Jorge se preguntaban por el origen del interés de Rovella Capital por la industria energética. Las pymes regionales no sabían quiénes eran los interlocutores y pedían que alguien se comunicara con ellos para saber su manera de trabajar. “Tuvimos que googlear quiénes eran porque ni siquiera tenían una página web”, subrayaron desde el entramado pyme a eolomedia.

Si bien la información sobre Rovella no abundaba, los actores de la industria coincidían que la firma había contratado a exprofesionales de YPF que “conocían a Manantiales Behr como la palma de su mano”. Asimismo, se dejaba en claro que un actor relevante de la región habría impulsado una alianza estratégica para que la empresa pueda comprender mejor el funcionamiento del sector y competir con operadoras ya consolidadas.

Había otro vinculo que también generaba sospechas. Tal como informó econojournal, la firma posee una especie de alianza local con la constructora Choele Choel SRL, con quien tercerizó algunos proyectos de infraestructura en la provincia como una serie de ampliaciones en el aeropuerto de Comodoro Rivadavia.

Choele Choel es conducida por Facundo Ponce, un empresario que dio sus primeros pasos profesionales dentro del negocio de la construcción en Rovella Carranza –donde trabajó durante siete años– y es hermano de Federico Ponce, ministro de Hidrocarburos de Chubut de la administración de Torres.

Horacio Marín confirmó que YPF se va de Chubut.

“Marín hizo negocios”

La venta de Manantiales Behr comenzó “torcida”. Horacio Marín confirmó que julio de 2024 que PECOM había presentado “una gran oferta” por Manantiales Behr, pero que no era el momento de vender el bloque. Seis meses después, el área tenía el cartel de venta dejando en offside al Sindicato de Petroleros Privados y al ministro de Hidrocarburos de Chubut quienes aseguraban que YPF seguiría operando en la provincia en los próximos años.

La premisa del pope de la empresa de mayoría estatal era tener una salida “ordenada, prolija y ejemplar”. Nada de eso ocurrió con el último activo en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Según denunció el líder de petroleros convencionales, “Marín hizo un negocio con Manantiales Behr” y lo responsabilizó por paralizar la actividad en el bloque. También apuntó que el presidente de YPF solo le importó el dinero prometido y nunca se preocupó por “saber si la empresa tenía fondos para hacer el pago o si tenía experiencia en el rubro”.

 

El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Mascharasvilli, también salió al cruce: “YPF y Horacio Marín jugaron al Monopoly con un “fondo de garantía” que parecía más billete de juguete que respaldo real. Y cuando se juega así, las consecuencias no quedan en el tablero: impactan de lleno en nuestra ciudad”.

“Manantiales Behr no es una obra en carpeta ni un pliego de licitación. Es un yacimiento estratégico que sostiene miles de familias en Comodoro. Lo que pasó con Rovella fue inadmisible: una constructora jugando a ser operadora petrolera, sin respaldo verdadero, dejando incertidumbre y equipos en pausa. Las decisiones mal tomadas desde un escritorio tienen consecuencias concretas en nuestra ciudad”, afirmó.

Lo cierto es que el directorio de la empresa de mayoría estatal decidió este miércoles que PECOM, quien presentó la segunda mejor oferta, se quedará con Manantiales Behr.

El brazo brazo petrolero del grupo Pérez Companc ya se había quedado con los clústers El Trébol – Escalante y Campamento Central – Cañadón Perdido. Ahora sumará a su cartera uno de los bloques más productivos del país y un símbolo de la recuperación terciaria.