La comunicación fue enviada por el responsable de Relaciones con el Mercado de la compañía, Martín Castaño, quien informó la existencia de un “incidente de seguridad informática”. Al mismo tiempo, la empresa aclaró que el ataque no tuvo impacto sobre el transporte de petróleo y que el servicio continuó funcionando con normalidad.
La operación de Oldelval siguió desarrollándose sin interrupciones. Los sistemas industriales encargados de controlar el bombeo de crudo permanecieron aislados del incidente, lo que permitió sostener el flujo de producción desde la Cuenca Neuquina hacia los principales centros de despacho y refinación.
El bombeo de petróleo continuó con normalidad
El incidente quedó circunscripto al entorno administrativo de la empresa. Según informó Oldelval, los sistemas operativos de campo, incluidos los utilizados para supervisar y controlar el transporte del petróleo, no fueron comprometidos durante el ataque.
De esta manera, los miles de barriles que cada día salen de Vaca Muerta rumbo a Puerto Rosales y a la refinería de YPF en Luján de Cuyo continuaron su recorrido habitual. La empresa remarcó ante la CNV que el episodio transcurrió “sin impacto ni interrupción del servicio en la operación de transporte”.
El dato no es menor para la industria. Oldelval transporta cerca del 75% del crudo de Vaca Muerta y aproximadamente la mitad del petróleo producido en la Argentina. Cualquier inconveniente en su sistema troncal tendría consecuencias inmediatas sobre la logística de evacuación de la producción neuquina.
Oldelval, la clave del transporte de shale oil
La compañía atraviesa uno de los períodos de mayor expansión de su historia. Tras finalizar el Proyecto Duplicar, que amplió la capacidad de transporte hacia el Atlántico, avanza ahora con Duplicar Norte, una obra que incorpora un nuevo ducto troncal de 24 pulgadas y 207 kilómetros entre las estaciones de bombeo Auca Mahuida y Allen.
Ese proyecto busca acompañar el crecimiento sostenido de la producción de Vaca Muerta, que continúa incrementando los volúmenes de petróleo disponibles para exportación y abastecimiento del mercado interno. La ampliación de la infraestructura es considerada uno de los pilares para sostener ese desarrollo.
Mientras tanto, Oldelval informó que logró restablecer por completo su entorno administrativo corporativo. El personal retomó sus actividades habituales y la empresa concentró sus esfuerzos en la investigación técnica y forense para determinar el origen, el alcance y las características del ciberataque.
La producción de petróleo de Argentina volvió a marcar un récord en junio, pero el dato más llamativo del informe de la Secretaría de Energía no estuvo en la cima del ranking. Mientras Loma Campana conservó el primer lugar, el bloque Bajo del Choique – La Invernada protagonizó el mayor crecimiento mensual y se convirtió en la gran ganadora del período.
Los datos oficiales muestran que la producción de petróleo alcanzó los 896.322 barriles por día, un incremento del 0,35% respecto de mayo y del 15,82% frente al mismo mes del año pasado. Si se suma la gasolina estabilizada, el volumen supera los 913.000 barriles diarios, una nueva marca para la industria argentina.
La Cuenca Neuquina volvió a explicar casi todo ese crecimiento. En junio produjo 699.839 barriles diarios, también un récord histórico, con una mejora mensual del 0,68% y un avance interanual del 24,58%. El desempeño confirmó, una vez más, el peso que tiene Vaca Muerta sobre la producción nacional.
El área que sorprendió en junio
Aunque Loma Campana, operada por YPF, siguió siendo el principal bloque productor del país con 85.733 barriles diarios, su producción cayó un 2,92% respecto de mayo. También se mantuvo en el segundo lugar La Amarga Chica, con 82.655 barriles diarios, aunque en este caso registró un crecimiento del 5,77%.
El gran protagonista del mes fue Bajo del Choique-La Invernada, el desarrollo operado por Pluspetrol, que elevó su producción un 38,94% en apenas un mes hasta alcanzar 39.840 barriles diarios. Ese salto fue, por amplio margen, el mayor registrado entre las diez áreas más productivas de Argentina.
El resto de los principales bloques mostró comportamientos más moderados. Bandurria Sur produjo 59.897 barriles diarios, aunque retrocedió un 6,08%, mientras Bajo del Palo Oeste, de Vista Energy, alcanzó 57.690 barriles diarios, con una leve baja mensual del 0,88%.
Cambios dentro del top 10
El ranking de junio mantuvo prácticamente la misma composición que el mes anterior, aunque dejó un movimiento. El Trapial Este, operado por Chevron, volvió a ubicarse entre las diez áreas más productivas del país con 23.042 barriles diarios, desplazando a Rincón de Aranda, que descendió al puesto 11.
Otro de los bloques que mostró un crecimiento relevante fue La Calera, también operado por Pluspetrol, que incrementó su producción un 9,27% hasta los 31.526 barriles diarios, consolidando el avance de la compañía dentro de los desarrollos no convencionales de la Cuenca Neuquina.
Entre los primeros puestos también apareció La Angostura Sur I, de YPF, con 42.015 barriles diarios y un crecimiento mensual del 3,86%, mientras que Anticlinal Grande-Cerro Dragón, operado por Pan American Energy, produjo 57.272 barriles diarios y prácticamente mantuvo estable su nivel de extracción.
Las dos áreas convencionales que siguen dando pelea
Más allá del dominio de Vaca Muerta, el informe volvió a dejar un dato que se repite desde hace varios meses. Dentro de las diez áreas con mayor producción del país continúan figurando únicamente dos desarrollos convencionales de la Cuenca del Golfo San Jorge: Anticlinal Grande-Cerro Dragón y Manantiales Behr.
El bloque operado por PECOM produjo 24.430 barriles diarios durante junio y se ubicó en el noveno lugar del ranking nacional, aunque registró una baja mensual del 1,10%. Junto con Cerro Dragón, sigue siendo la excepción en un listado cada vez más dominado por los desarrollos shale de la Cuenca Neuquina.
El gobernador Rolando Figueroa, el ministro provincial Guillermo Koenig y el presidente de YPF, Horacio Marín, fueron parte de ese primer contacto. También estuvo la senadora nacional Nadia Márquez, única legisladora que participó del inicio de la agenda antes del traslado hacia Loma Campana.
Minutos más tarde, la delegación volvió a abordar un helicóptero junto al ministro de Economía, Luis Caputo, quien acompañó a Georgieva durante toda su visita por la provincia. El recorrido incluyó una parada previa en las oficinas de la gerencia de No Convencional de YPF, en las cercanías de Añelo.
La conversación antes de llegar a Loma Campana
La senadora Nadia Márquez reconstruyó cómo transcurrió el encuentro en el aeropuerto. Según relató, el intercambio fue distendido pese a la agenda ajustada de la titular del organismo internacional y permitió conversar sobre el presente de Neuquén y el crecimiento de Vaca Muerta.
“La recibimos, vino con Toto Caputo, y estuvo Marín. Conversamos un rato sobre Neuquén y después se fueron a Loma Campana”, relató Márquez en diálogo con LMNeuquén.
De acuerdo con la legisladora, buena parte de la charla giró alrededor del papel que ocupa Argentina como productor de energía en un escenario internacional marcado por las tensiones geopolíticas. En ese contexto, Georgieva vinculó el desarrollo de Vaca Muerta con las oportunidades que se abren para el país.
“Fue muy productivo todo. Ella habló de la importancia de la Argentina como productora de energía, y que después de la crisis de Medio Oriente nos había encontrado fortalecidos. Dijo que era muy importante para el desarrollo de la provincia y del país”, señaló Márquez.
Recibimos a @KGeorgieva, @LuisCaputoAR y sus equipos en Loma Campana, donde les mostramos de primera mano la transformación energética del país y el enorme potencial que tiene la Argentina para convertirse en un exportador global de energía.
La infraestructura, el concepto que despertó interés
Entre los temas que más llamaron la atención de Georgieva apareció uno que en Neuquén viene repitiéndose desde hace tiempo: la necesidad de acompañar el crecimiento de Vaca Muerta con obras. Durante la conversación surgió el concepto de infraestructura técnica y social, una expresión que la funcionaria siguió con especial interés.
La idea apunta a que el desarrollo energético requiere inversiones que exceden los pozos y los oleoductos. El crecimiento poblacional de localidades como Añelo obliga a ampliar servicios, construir escuelas, hospitales, rutas y redes de gas capaces de sostener una actividad que no deja de expandirse.
“Fue una persona muy amable y cálida”, resumió Márquez al referirse a la impresión que le dejó la titular del FMI después del encuentro mantenido en el aeropuerto neuquino.
Uno de los ejemplos mencionados fue el plan para multiplicar por ocho la capacidad de distribución de gas en Añelo, una localidad que durante años convivió con limitaciones de infraestructura mientras alrededor se registraban récords de producción de hidrocarburos.
La sorpresa del FMI al llegar a Neuquén
Más allá de las conversaciones institucionales, Márquez contó que Georgieva también se mostró curiosa por la ciudad de Neuquén. Durante el descenso del avión observó el paisaje urbano y comentó espontáneamente las viviendas y los edificios que alcanzaba a ver desde el aire.
Ese detalle quedó como una de las postales de una escala breve que funcionó como antesala de la recorrida por Loma Campana, el principal desarrollo de shale oil del país, donde Horacio Marín ofició de anfitrión junto al resto de la comitiva nacional.
La visita se produjo en un momento en que Vaca Muerta gana protagonismo dentro de la estrategia económica argentina por su creciente capacidad exportadora de petróleo y gas, un proceso que el FMI sigue de cerca por el impacto que puede tener sobre el ingreso de divisas y el equilibrio macroeconómico.
“Hoy recibimos la visita institucional de la directora gerente del FMI. Compartimos cómo nuestra Vaca Muerta se convierte en más becas, escuelas, hospitales, rutas e infraestructura para mejorar la calidad de vida de nuestra gente”, expresó el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.
El mandatario provincial agregó que “el desarrollo es posible gracias al esfuerzo de los neuquinos y al trabajo conjunto del Estado, los trabajadores, las empresas, los sindicatos y cada uno de los actores que hicieron realidad el enorme potencial de nuestra provincia”. También sostuvo que Neuquén apuesta “a un modelo basado en la producción, el trabajo y la inversión” como camino para sostener el crecimiento.
La construcción del VMOS (Vaca Muerta Oil Sur) mantiene su hoja de ruta y continúa avanzando sin modificaciones en los plazos previstos. Así lo aseguró Miguel Galuccio, fundador, presidente y CEO de Vista Energy, quien brindó a los inversores una actualización detallada sobre el mayor proyecto de infraestructura destinado a ampliar la capacidad de exportación de petróleo desde Vaca Muerta.
Durante la presentación de resultados de la compañía, el ejecutivo explicó que la ejecución global de la obra alcanza el 65% y sostuvo que, pese a algunos inconvenientes logísticos derivados del conflicto en Medio Oriente, el desarrollo continúa dentro del cronograma original. La previsión sigue siendo completar el proyecto hacia mediados de 2027.
“La construcción del proyecto VMOS está básicamente progresando muy bien. En general, la ejecución del proyecto hoy está en 65%. El oleoducto está en 82%, el almacenamiento en tierra está en 38% y la terminal offshore en 73%. Proyectamos que la fecha de finalización completa del proyecto será para mediados de 2027″, afirmó Galuccio.
El impacto del cierre del Estrecho de Ormuz
El único factor que hoy genera un seguimiento especial está vinculado al traslado de una pieza crítica para la terminal marítima. Se trata de la monoboya que deberá instalarse en Punta Colorada, cuyo envío se vio afectado por el cierre del Estrecho de Ormuz, una de las rutas marítimas más relevantes para el comercio mundial.
Sin embargo, Galuccio transmitió tranquilidad respecto del impacto que esa situación podría tener sobre la obra y aclaró que el equipo técnico ya trabaja en distintas alternativas para evitar que el inconveniente altere el calendario previsto para el proyecto.
“El envío de un componente muy específico como la monoboya se está viendo afectado por el cierre del Estrecho de Ormuz. El equipo de VMOS está analizando distintas alternativas para resolver ese tema. Pero el proyecto se mantiene en cronograma”, sostuvo.
El CEO de Vista también descartó que esa situación obligue a modificar el esquema logístico previsto para evacuar la producción de Vaca Muerta. Según indicó, la planificación original continúa vigente y no será necesario recurrir a un mayor transporte por camiones.
Una obra clave para las exportaciones de petróleo
Tal como informó +e, durante una reunión de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados, Maia Goldin, gerenta de Estrategia de YPF, repasó el estado del proyecto y destacó que la iniciativa ya supera el 70% de ejecución.
La ejecutiva recordó que el VMOS permitirá concretar la primera carga de petróleo desde la terminal de aguas profundas de Punta Colorada entre fines de este año y comienzos del próximo, con una capacidad inicial de exportación de 180.000 barriles diarios.
“El VMOS nos va a permitir exportar, en lo que nosotros llamamos first oil o la primera carga, que va a estar para fin de este año o principios del año que viene, 180.000 barriles por día de petróleo“, explicó Goldin durante su exposición.
La planificación contempla una ampliación gradual del sistema. Con mejoras en la producción, el ducto podrá transportar hasta 550.000 barriles diarios durante el tercer trimestre del próximo año y alcanzar una capacidad potencial de 700.000 barriles diarios a partir de 2028.
El proyecto que cambiará la logística de Vaca Muerta
El VMOS demanda una inversión cercana a 3.000 millonesde dólares y es desarrollado por un consorcio integrado por YPF, Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol. La obra unirá el corazón productivo de Vaca Muerta con una nueva terminal marítima en Punta Colorada, preparada para operar buques VLCC de gran porte.
Para la industria, el nuevo sistema permitirá eliminar una de las principales restricciones que hoy enfrenta el crecimiento del shale argentino: la capacidad de evacuación del crudo. Según las estimaciones de YPF, la infraestructura podría generar exportaciones por U$S 15.000 millones anuales hacia 2030 y superar los U$S 20.000 millones en los años siguientes.
La producción de gas en Neuquén acompañó esa tendencia y estableció un nuevo récord provincial. Durante junio llegó a 118,64 millones de metros cúbicos diarios, lo que significó un incremento del 3,04% respecto de mayo y una mejora del 5,12% frente al mismo mes de 2025.
En el balance del primer semestre, la producción de gas acumuló una suba del 6,96% respecto del período enero-junio del año anterior. Aunque el crecimiento fue más moderado que el observado en petróleo, los datos reflejan una expansión sostenida del sistema productivo neuquino.
Las mayores variaciones mensuales se concentraron en La Calera, que sumó un millón de metros cúbicos diarios adicionales. También crecieron Sierra Chata, Aguada Pichana Oeste, Bajo del Choique-La Invernada, Loma La Lata-Sierra Barrosa y Bajada de Añelo, consolidando el aporte de los principales bloques gasíferos.
El no convencional domina en Neuquén
Los números ratifican el peso que tiene el desarrollo no convencional dentro de la matriz hidrocarburífera de Neuquén. En junio, la producción de petróleo proveniente de este segmento alcanzó los 630.234 barriles diarios, equivalentes al 97,24% del total extraído en la provincia.
En el caso del gas no convencional, el volumen llegó a 108,42 millones de metros cúbicos por día, lo que representó el 91,38% de toda la producción provincial. Dentro de ese universo, el shale gas explicó el 82,35% del gas producido en Neuquén, confirmando el predominio de este tipo de desarrollo.
El informe oficial también aclaró que, para la elaboración de las estadísticas correspondientes a junio, se utilizaron estimaciones de producción para las áreas operadas por Bentia Energy, debido a la disponibilidad de la información al momento de confeccionar el relevamiento.
En lo que marca su debut en los mercados de capitales internacionales, Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. (PCR), junto con su subsidiaria Luz de Tres Picos S.A., colocó exitosamente su primer bono internacional, correspondiente a las Obligaciones Negociables Clase I, por un monto total de USD 400 millones. La emisión, cuyo monto inicial era de hasta USD 350 millones, fue ampliada hasta el monto finalmente emitido como resultado de la fuerte demanda de los inversores durante el proceso de colocación. Esta transacción fortalece de manera determinante el perfil financiero de la compañía y reafirma su acceso a los mercados de capitales locales e internacionales para seguir acompañando su estrategia de crecimiento de largo plazo.
La emisión, denominada en dólares estadounidenses y bajo las leyes del Estado de Nueva York, tiene un plazo de ocho años y una tasa de interés del 8,5% anual. La colocación se realizó mediante el sistema de book-building y recibió una demanda cercana a U$S 1.000 millones, equivalente a casi 2.5 veces el monto finalmente emitido. La operación contó con una amplia participación de inversores internacionales, principalmente de Estados Unidos y Europa, y con un sólido acompañamiento de inversores locales.
Itaú BBA, BBVA y Santander actuaron como Global Coordinators y Joint Bookrunners, Balanz como Joint Bookrunner, Galicia Capital US, LLC como International Selling Agent y Allaria, Balanz, ICBC, Banco Santander y Banco Galicia como Agentes Colocadores Locales.
Los fondos obtenidos se destinarán principalmente a la cancelación y precancelación de deuda financiera de PCR y Luz de Tres Picos, fortaleciendo la estructura financiera de ambas compañías, así como al desarrollo de proyectos de inversión en el sector energético.
“El éxito de esta primera emisión internacional representa un claro reconocimiento a la solidez de nuestros negocios, la disciplina financiera que nos caracteriza y la relación de confianza que construimos de forma continua con bancos e inversores. Acceder a los mercados internacionales de capitales es un gran hito para PCR, que le permitirá tener mayor visibilidad internacional y le brindará una mayor flexibilidad para seguir invirtiendo en proyectos estratégicos que impulsen el desarrollo energético e industrial de la Argentina, consolidando nuestro crecimiento de largo plazo”, afirmó Juan Giglio, Director de Finanzas de PCR.
Durante los últimos años, PCR consolidó un proceso sostenido de expansión y diversificación de sus actividades. La compañía continúa fortaleciendo sus operaciones en petróleo y gas en la Argentina, Ecuador y Estados Unidos; desarrolla uno de los portafolios privados de energías renovables más importantes del país; y mantiene una posición relevante en la industria del cemento en la región de la Patagonia.
En línea con los planes de inversión previstos y la apuesta por la expansión local, Liminar Energía SA, compañía liderada por Pablo Peralta, uno de los principales accionistas del Grupo ST y de Prestige Auto (Mercedes-Benz Argentina), ejerció casi la totalidad (99,28%) de una oferta para comprar nuevas acciones ordinarias de Crown Point Energy Inc. El resultado obtenido lo posiciona como principal accionista de la empresa que controla a Crown Point Energía en Argentina.
Desde la compañía detallan que la operación permitió a Crown Point Energía S.A. recaudar 30 millones de dólares que utilizó para cancelar un préstamo otorgado por Liminar a fines de 2025 para financiar parte de la compra de las concesiones El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, en la Cuenca del Golfo San Jorge, a unos 40 kilómetros al oeste de Comodoro Rivadavia.
Crown Point Energía actualmente opera en tres de las cuencas productoras más grandes del país: la Austral, la Neuquina y la del Golfo San Jorge.
Se reactiva El Tordillo
Tal como viene informando eolomedia, Crown Point comenzó a reactivar El Tordillo con la activación de un pulling y un workover. Asimismo, el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut destacó que la compañía se comprometió a subir un perforador el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge.
“Cronw Point tiene un compromiso con el sindicato de sacar un perforador en este segundo semestre, que va a tener una campaña importante de pozos. Por lo tanto, el compromiso está para que salga el perforador”, afirmó Jorge Ávila, secretario general del gremio de petroleros convencionales.
La primera señal llegó este miércoles con la apertura del Sobre “A” de la Licitación Pública Nacional e Internacional N° 02/ENERMIN/2026, correspondiente al bloque ubicado en la Cuenca del Golfo San Jorge. En esta etapa se presentó un único oferente, Alianza Petrolera S.A., cuya documentación administrativa será evaluada antes de avanzar hacia la apertura de la propuesta económica.
Más allá del proceso administrativo, la atención de funcionarios y empresas estuvo puesta en otro aspecto. Si el proyecto avanza, marcará el desembarco en el país de una técnica utilizada con éxito en la provincia canadiense de Alberta, diseñada para producir crudos viscosos que hasta ahora no podían explotarse de manera rentable.
Una tecnología para cambiar la historia de los yacimientos maduros
El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, sostuvo que la provincia busca recuperar áreas que permanecieron inactivas durante años y que hoy vuelven a despertar interés gracias a la evolución tecnológica aplicada a la industria petrolera.
“Cuando en su momento se intentó poner a producir este yacimiento con las tecnologías disponibles, el proyecto no resultó económicamente viable. Hoy contamos con nuevas técnicas que nos permiten pensar en su desarrollo y en la recuperación de un área con gran potencial”.
La iniciativa forma parte de la estrategia impulsada por el gobernador Claudio Vidal, que busca devolver actividad a áreas maduras, atraer inversiones privadas y recuperar empleo en una provincia donde el petróleo convencional atraviesa un proceso de transformación luego de la salida de YPF de varios activos históricos.
El modelo canadiense que busca desembarcar en Argentina
La propuesta presentada por Alianza Petrolera incorpora un sistema de perforaciones horizontales con ramas multilaterales, una metodología que permitió extender la vida productiva de numerosos yacimientos maduros en Canadá. La diferencia con los métodos tradicionales radica en que aumenta significativamente el contacto del pozo con la formación productiva.
Álvarez explicó que la intención no es solamente incorporar una nueva herramienta de perforación. El proyecto también contempla adaptar equipos existentes en Santa Cruz y capacitar trabajadores locales para que esa experiencia permanezca en la provincia una vez finalizada la etapa inicial del desarrollo.
“Esperamos que el primer equipo y el personal capacitado sean santacruceños. Esto también abre una oportunidad para que nuestros trabajadores puedan llevar ese conocimiento a otras provincias donde existan yacimientos con características similares”.
La incorporación de especialistas provenientes de Canadá aparece como uno de los ejes del proyecto. La idea es que esos profesionales transfieran conocimientos sobre una técnica que todavía no se utiliza en Argentina y acompañen la formación de operarios, perforadores y técnicos santacruceños antes del inicio de las primeras perforaciones.
Una inversión que puede convertirse en un caso testigo
La iniciativa privada fue presentada por Alianza Petrolera S.A. junto a la canadiense Surcana Energy, una compañía especializada en este tipo de desarrollos. El proyecto apunta a comprobar si la experiencia acumulada en Alberta puede replicarse en la Cuenca del Golfo San Jorge, donde existen numerosos yacimientos maduros con características similares.
“Hemos identificado una oportunidad basada en experiencias con gran éxito en Canadá y es lo que queremos replicar justamente acá”, aseguró el vicepresidente de Alianza Petrolera, Pedro Martínez Cereijo, al explicar el origen de la propuesta. “Puede ser un cambio de paradigma en la forma de explotar y extraer este tipo de crudo en la Cuenca del Golfo”.
El ejecutivo explicó que, una vez concluido el proceso licitatorio y concretada la adjudicación, comenzará una etapa de reinterpretación sísmica, análisis de laboratorio y estudios geológicos para definir la ubicación del primer pozo exploratorio. Si el cronograma avanza según lo previsto, la perforación comenzaría durante el primer semestre de 2027.
El desafío de volver rentable un recurso conocido
La inversión inicial rondará los US$ 10 millones e incluirá la perforación de dos pozos exploratorios junto con todos los estudios asociados. El primero demandará una inversión cercana a US$ 3,5 millones, un costo superior al habitual debido al aprendizaje que implica introducir una técnica inédita para la industria petrolera argentina.
Martínez Cereijo aclaró que el proyecto no contempla fractura hidráulica. La propuesta se basa en una nueva forma de perforar y producir petróleo convencional mediante ramas multilaterales, una metodología desarrollada en Canadá hace aproximadamente una década para aumentar la productividad de reservorios maduros sin modificar las características del yacimiento.
“Esto no es no convencional, acá no hay fractura. Es diferente la forma en la cual se perfora y se explota. Surgió en Canadá hace diez años y todavía son pocos los lugares del mundo donde se utiliza”, explicó el directivo de Alianza Petrolera.
Una apuesta que también involucra a proveedores y trabajadores
Desde CAPPEMA, la cámara que reúne a proveedores de los sectores energético, minero y ambiental de Santa Cruz, destacaron que el proyecto puede generar nuevas oportunidades para empresas locales, tanto durante la etapa exploratoria como en un eventual desarrollo comercial del área.
La presidenta de la entidad, Carina Mendoza, sostuvo que la incorporación de nuevas inversiones repercute sobre toda la cadena de valor de la industria. Además del movimiento que genera para contratistas y prestadores de servicios, consideró que también impulsa el empleo, el comercio y la capacitación de trabajadores especializados dentro de la provincia.
“Cualquier desarrollo que se lleve adelante beneficia a toda la comunidad. Impacta en las empresas, en los comercios, en los trabajadores y en toda la economía regional”, afirmó Mendoza al referirse al potencial del proyecto para Santa Cruz.
Mientras la Comisión de Pre-adjudicación analiza la documentación presentada por Alianza Petrolera, el Sobre “B”, que contiene la propuesta económica, permanecerá cerrado hasta la siguiente etapa del proceso. Si la iniciativa supera esa instancia y los resultados de la exploración acompañan las expectativas, Sur Río Deseado Este podría convertirse en el primer campo argentino en aplicar esta tecnología y abrir el camino para recuperar otros yacimientos maduros de la Cuenca del Golfo San Jorge.
Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR)comunicó este martes a la Comisión Nacional de Valores un hecho relevante que no pasó desapercibido entre sus accionistas: su subsidiaria ecuatoriana firmó una modificación contractual que asegura la continuidad de la empresa en el país vecino hasta el año 2037. La noticia llegó con el formato protocolar de siempre, pero atrás hay una apuesta fuerte por los hidrocarburos en la Amazonía.
El texto enviado a la CNV detalla que PCR-Ecuador S.A. suscribió el 16 de julio pasado con el Ministerio de Energía y Minas de ese país el Contrato Modificatorio Número 5, vinculado a la explotación del Bloque Pindo, ubicado en plena región amazónica ecuatoriana, uno de los activos históricos de la compañía.
No es un dato menor: se trata de una extensión de plazo que, según el propio documento societario, vencerá recién el 31 de diciembre de 2037. Para una petrolera argentina con más de dos décadas operando en Ecuador, asegurarse más de una década adicional de producción cambia bastante el horizonte de planificación.
Los números del acuerdo
La compañía se comprometió a desembolsar inversiones adicionales por más de US$ 69 millones, según consta en la presentación ante el organismo regulador. Ese dinero se destinará a nuevas perforaciones y a modernizar infraestructura existente en un bloque que ya lleva años en producción, algo que en la jerga del sector se conoce como desarrollo incremental.
Con ese dinero, PCR proyecta perforar tres pozos exploratorios y cuatro pozos de desarrollo entre 2026 y 2037. La meta declarada es alcanzar una producción acumulada de 9,39 millones de barriles de crudo en ese período, un volumen considerable para un bloque que ya tiene décadas de explotación encima.
Además, se fijó una nueva tarifa unificada de 34,19 dólares por barril, que empezará a regir recién cuando el contrato entre formalmente en vigencia. Ese paso, aclara PCR en su comunicado, depende de la inscripción del acuerdo en el Registro de Hidrocarburos de Ecuador, trámite que se espera cerrar durante este mismo mes.
Qué gana Ecuador con este acuerdo
Del lado ecuatoriano, el gobierno de Daniel Noboa también salió a hacer su propio anuncio, y con números más auspiciosos todavía: el Ministerio de Ambiente y Energía calculó que la extensión le generará al Estado ingresos adicionales por unos US$ 276 millones, equivalentes al 91% de la renta petrolera que produce el bloque.
El ministro Juan Carlos Blum encabezó la firma y habló de un proceso que incluyó jornadas técnicas, económicas, legales y socioambientales, con el objetivo declarado de dar previsibilidad jurídica a un contrato que, de otro modo, iba a vencer en diciembre de 2027, según había anticipado la propia empresa meses atrás.
De hecho, en octubre pasado un ejecutivo de PCR ya había adelantado en Quito que la compañía negociaba justamente esta ampliación, con una cifra de inversión algo menor a la finalmente pactada. La diferencia entre lo negociado entonces y lo firmado ahora ronda apenas un par de millones de dólares.
PCR, un jugador que crece en la región
PCR no llegó a Ecuador ayer: opera en la Cuenca Oriente desde 1999, y además del Bloque Pindo maneja otras áreas como Sahíno, Arazá Este, Saywa y VHR Este, adjudicadas en rondas petroleras recientes. En conjunto, la empresa calcula que podría sumar unos 90 millones de barriles de reservas al país en los próximos años.
Ecuador, con una producción cercana a los 500.000 barriles diarios, es hoy el quinto productor petrolero de Sudamérica, apenas por debajo de Colombia. Para una compañía argentina, sostener y ampliar operaciones ahí no es un dato menor en un contexto regional donde varios países compiten por atraer inversión en exploración.
En paralelo, PCR mantiene sus operaciones convencionales en la Argentina, con más de diez áreas y 350 pozos productores.
