YCRT vuelve al juego: el carbón de Río Turbio ya viaja rumbo a Brasil

La reactivación productiva de Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT) alcanzó un punto culminante en el complejo ferroportuario de Punta Loyola. En el marco del plan estratégico impulsado por la intervención para dotar de previsibilidad económica a la empresa, se ejecutan las maniobras finales para completar un embarque de 30.000 toneladas de carbón mineral con destino a Brasil. Esta operación refuerza el compromiso de la gestión con la eficiencia operativa y la apertura de nuevos horizontes comerciales para Santa Cruz.

El interventor de YCRT, Pablo Gordillo Arriagada, supervisó el operativo en el muelle y precisó que el proceso se encuentra en un 80% de finalización. “Estamos pasando las 23.000 toneladas y nos queda una actividad de 7.000 más, en dos bodegas, ya casi tres bodegas están listas”, detalló.

Un engranaje logístico integral

El éxito del cargamento es el resultado de una coordinación que une la extracción en mina, la depuración, el transporte ferroviario y la estiba final. El equipo en Loyola, conformado por más de 90 operarios, se encarga de la preparación en patio, el apilamiento con rotopala y la carga sistemática en cintas.

“Estamos orgullosos de este trabajo que conlleva, en el equipo de YCRT, desde la planificación, en la extracción del carbón en la mina, después lo que es el movimiento y su depuración hasta la logística del transporte por ferrocarril”, afirmó Gordillo Arriagada, quien además adelantó que ya se proyectan nuevos embarques para marzo y abril del próximo año. Por su parte, el jefe de Puerto, Alfredo Heim, destacó que la labor se realiza en turnos de 12 horas con una sinergia total entre las delegaciones de Buenos Aires, Río Turbio y el personal portuario. “La verdad que todos los trabajadores, tanto de la delegación de Buenos Aires como del complejo ferroportuario, están muy felices con el ritmo que llevamos”, comentó, subrayando que su rol es coordinar mientras que el mérito reside en quienes ejecutan la tarea.

Seguridad y profesionalismo en territorio

La operatividad en Punta Loyola también destaca por la integración de cuadros profesionales del yacimiento. Itatí Santos, enfermera de YCRT que se trasladó desde Río Turbio, forma parte del dispositivo de salud que custodia las maniobras. “Es otra parte del servicio productivo; aquí nos adaptamos a nuevos riesgos, como el trabajo en altura y las condiciones climáticas del puerto”, explicó la profesional, subrayando que se mantienen los mismos estándares de seguridad que rigen en el interior de la mina.

Contexto de modernización y paz social

Este despliegue productivo se alinea con la política de transparencia y agilidad que promueve el Gobierno Provincial en todos sus organismos. Mientras YCRT dinamiza su esquema de exportación, el Ejecutivo mantiene una postura de prudencia y defensa de los derechos laborales ante el escenario nacional, priorizando la estabilidad y el esfuerzo salarial en la provincia.

La gestión de YCRT cierra el año cumpliendo metas de producción y garantiza la paz social. “Nuestro compromiso es que mañana por la mañana estemos en condiciones de haber cumplido la tarea para que los trabajadores pasen las fiestas con sus familias”, concluyó Gordillo Arriagada.

Misión H2 Verde a Punta Arenas: intercambio estratégico para impulsar el hidrógeno verde en la Patagonia austral

Con el co-financiamiento de la Unión Europea, una delegación integrada por 15 representantes de las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego participó de la Misión H2 Verde a Punta Arenas, Chile, organizada por el Círculo de Políticas Ambientales, con el objetivo de intercambiar experiencias y fortalecer políticas sobre hidrógeno verde en Argentina.

Durante los días 15 y 16 de diciembre, autoridades y líderes políticos, junto a representantes del sector académico de ambas provincias, formaron parte de una agenda intensiva de trabajo que incluyó reuniones con autoridades chilenas y actores del sector privado vinculados al desarrollo del hidrógeno verde en la región de Magallanes. El objetivo de la misión fue conocer experiencias concretas de gestión pública y privada, intercambiar aprendizajes y fortalecer capacidades para el diseño de políticas públicas en la Argentina.

Uno de los hitos de la agenda fue la visita a la planta HIF Haru Oni, la primera instalación operativa a nivel mundial dedicada a la producción de e-combustibles, que permitió a la delegación conocer de primera mano los avances tecnológicos y los desafíos asociados al desarrollo de esta nueva industria.

Al respecto, Juan Carlos Villalonga, asesor en Energía y Cambio Climático del Círculo de Políticas Ambientales, señaló: “La experiencia de Punta Arenas demuestra que una estrategia clara, sostenida en el tiempo y articulada entre el sector público y privado es clave para transformar el potencial del hidrógeno verde en proyectos concretos. Estos aprendizajes son fundamentales para pensar el desarrollo del hidrógeno en la Patagonia argentina”.

Objetivo: Hidrógeno verde

La participación de autoridades y referentes argentinos permitió además un diálogo fluido con los actores del sector del hidrógeno verde en Punta Arenas, fortaleciendo los vínculos bilaterales y abriendo oportunidades de cooperación que podrían facilitar la inserción de Santa Cruz y Tierra del Fuego como actores centrales de la transición energética en la región. En ese marco, se mantuvieron reuniones clave con Transforma H2V Magallanes y con la Asociación H2V Magallanes, que permitieron conocer de primera mano los esquemas de articulación público-privada, los avances en la implementación de la estrategia regional y las lecciones aprendidas en el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde.

En ese sentido, Gonzalo Montiel, del Instituto de Transición Energética de Tierra del Fuego, expresó: “Tuvimos la oportunidad de dialogar con distintos actores en Chile sobre el desarrollo del hidrógeno verde. Fue muy valioso entender cómo avanza esta agenda y cómo la implementación de una estrategia nacional se convierte en una herramienta de política pública que deberíamos replicar en nuestro país”.

Por su parte, Juan Manuel Bórquez, intendente de la localidad de Puerto Santa Cruz, destacó: “Para nuestra comunidad esta visita es muy importante. Estamos expectantes ante la posibilidad de que el hidrógeno verde se convierta en una oportunidad concreta de desarrollo local”.

Argentina cuenta con condiciones estratégicas para posicionarse como un actor relevante en el desarrollo del hidrógeno verde y la exportación de sus derivados, gracias a su amplia disponibilidad de recursos renovables, extensiones de tierras aptas y la cercanía a puertos de aguas profundas. Iniciativas como esta misión contribuyen a acercar experiencias exitosas y a fortalecer el debate sobre el rol de las provincias patagónicas en la transición energética global.

Neuquén triplicó sus regalías petroleras y Chubut perdió casi 20% en términos reales

El mapa petrolero argentino atraviesa una transformación profunda que ya tiene un impacto directo sobre las finanzas provinciales. Mientras Neuquén capitaliza el auge de Vaca Muerta y multiplica sus ingresos por regalías, Chubut y Santa Cruz enfrentan una caída sostenida de recursos clave.

Los datos surgen del informe “Comodoro Rivadavia y el fin de un ciclo: Hacia una transición productiva justa para la Cuenca del Golfo San Jorge” elaborado por el centro de estudios y diseño de políticas públicas Fundar.

La diferencia no responde a factores coyunturales. El contraste fiscal es el resultado de una reasignación estructural de inversiones hacia los yacimientos no convencionales, que desplazó capital, empleo y producción desde las cuencas maduras hacia la Cuenca Neuquina.

Entre 2019 y 2025, Neuquén pasó de percibir alrededor de 27 millones de dólares mensuales en regalías petroleras a unos 92 millones. El salto consolidó a la provincia como el principal beneficiario del nuevo ciclo hidrocarburífero argentino.

En el mismo período, Chubut prácticamente no logró sostener sus ingresos. Las regalías mensuales retrocedieron en términos reales y la provincia perdió cerca del 19% de su valor fiscal asociado al petróleo, pese a mantener niveles nominales similares.

Santa Cruz exhibe una dinámica aún más delicada. La caída real de las regalías alcanza el 30%, reflejando tanto la disminución de la producción como la pérdida de competitividad de los yacimientos convencionales frente al shale.

La nueva vida para el convencional.

El impacto fiscal del nuevo mapa petrolero

El crecimiento de Neuquén está directamente vinculado al desempeño de Vaca Muerta. Entre 2017 y 2025, la producción de petróleo no convencional se incrementó más de 180%, mientras que la de gas creció cerca de 46%, impulsando el flujo de regalías.

Este crecimiento permitió que la provincia no solo mejore su recaudación, sino que también fortalezca su posición financiera relativa frente al resto del país. Las regalías se transformaron en uno de los pilares del equilibrio fiscal neuquino.

En Chubut y Santa Cruz, la situación es opuesta. La Cuenca del Golfo San Jorge redujo su producción un 20% en petróleo y un 33% en gas entre 2017 y 2025. Esa caída se trasladó de forma directa a las cuentas públicas.

Las regalías representan el 17,4% de los ingresos totales de Chubut y el 13,8% en Santa Cruz. La pérdida de ese flujo afecta la capacidad de ambas provincias para financiar servicios públicos, obra pública y políticas de contención social.

El problema se agrava porque las estrategias para atraer inversiones en campos maduros suelen incluir reducciones de alícuotas. Aun si se lograra sostener la producción, los ingresos fiscales seguirían bajo presión.

A diferencia de Neuquén, donde el aumento del volumen compensa cualquier incentivo fiscal, en el Golfo San Jorge las concesiones impositivas profundizan la fragilidad financiera.

Vista Energy prevé un cierre de año aumentando su producción.

El efecto cascada sobre municipios y economías locales

La caída de regalías no impacta solo a los gobiernos provinciales. En Chubut, el 16% de esos ingresos se coparticipa con los municipios, y el 40% de ese monto se asigna a Comodoro Rivadavia.

La ciudad, históricamente motor económico de la Patagonia petrolera, enfrenta así un doble golpe. Pierde empleo y actividad privada, mientras se reducen los recursos públicos disponibles para sostener infraestructura y servicios.

En paralelo, el auge neuquino genera un efecto de concentración territorial. La expansión fiscal de Neuquén contrasta con el ajuste silencioso que atraviesan Chubut y Santa Cruz, ampliando las asimetrías regionales.

El informe de Fundar advierte que esta dinámica no es transitoria. Sin una estrategia de transición productiva, el deterioro fiscal puede volverse estructural y limitar la capacidad de respuesta de las provincias afectadas.

El nuevo mapa petrolero expone así una Argentina energética partida en dos. De un lado, Neuquén consolida su fortaleza fiscal. Del otro, el Golfo San Jorge enfrenta el desafío de sostener sus cuentas en un escenario de declive.

EOR, empleo y operadores: cómo se redefine el mapa petrolero de la Cuenca del Golfo San Jorge

El acuerdo fiscal redefinió el tablero de la Cuenca Golfo San Jorge. Por primera vez en años, Nación y Chubut alinearon incentivos para intentar frenar el decline, impulsar la inversión y sostener el empleo en la cuenca más antigua del país. La eliminación de retenciones, la baja de regalías y la obligación de reinvertir todo el beneficio fiscal conforman un combo inédito en el sector.

Sin embargo, para el consultor especializado Leonardo Aldaba, el potencial del esquema solo se convertirá en resultados si la ejecución es rigurosa y si los campos maduros quedan en manos de operadores técnicamente capacitados. Su informe “Acuerdo Fiscal CGSJ: Entre el Potencial del Papel y la Realidad de la Ejecución” expone los números, los riesgos y los desafíos que definirán si este nuevo esquema marca un punto de inflexión o un capítulo más en la crisis.

Un sacrificio fiscal alto con objetivos concretos

El corazón del acuerdo es un sacrificio fiscal conjunto de Nación y Chubut que ronda los 232 millones de dólares anuales. El Gobierno nacional eliminó las retenciones al crudo convencional (8%), mientras que la provincia redujo las regalías del 12% al 8% sobre toda la producción, no solo la incremental. Según Aldaba, el impacto para los operadores suma 240 millones de dólares anuales, monto que deben reinvertir completamente.

Este diseño no constituye un subsidio sino una obligación contractual. De hecho, la inversión total proyectada debería crecer al menos 25% respecto de los niveles históricos. El enfoque es claro: sin perforación y sin tecnología EOR, el decline estructural de la cuenca se vuelve irreversible. Las retenciones cero y las regalías más bajas buscan achicar un margen operativo que, incluso con incentivos, sigue siendo muy ajustado.

En paralelo, Aldaba advierte que la producción de Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ) cae desde 2014 y que, sin medidas, en cinco años podría descender a 130.000 barriles diarios con miles de empleos en riesgo. El acuerdo apunta a modificar ese escenario antes de que las curvas de declinación se vuelvan insostenibles.

PAE innova en Cerro Dragón.

Cuenca del Golfo San Jorge y dos modelos

Aldaba describe cómo Chubut y Santa Cruz implementan estrategias contrarias para la salida de YPF de áreas convencionales. Chubut optó por un modelo de transacciones privadas con derecho de veto provincial, mientras que Santa Cruz eligió un esquema de reversión y adjudicación pública bajo control de FOMICRUZ.

En Chubut, casos como Crown Point y PECOM muestran que el modelo avanza con velocidad, priorizando la continuidad operativa. La licitación de Manantiales Behr consolidó cuatro oferentes principales: CAPSA, PECOM, Grupo San Martín y Rovella Energía. Cada uno fue evaluado no solo por su oferta económica, sino por su capacidad técnica y sus planes de inversión.

En Santa Cruz la lógica es distinta: la provincia controla el proceso, exige que el 90% de la mano de obra sea local y audita cada trimestre el cumplimiento de los contratos firmados. Se trata de un enfoque estatal más intenso, orientado a asegurar inversiones por 1.259 millones de dólares en seis años.

Ambos modelos son compatibles con el acuerdo fiscal, pero plantean diferencias claras sobre cómo gestionar el recambio de operadores en campos maduros.

Pecom pone el foco en la recuperación terciaria.

EOR: la única vía técnica para frenar el decline

La recuperación terciaria es el eje técnico del análisis de Aldaba. La cuenca tiene reservas probadas que representan casi la mitad del total nacional y un factor de recobro actual que oscila entre 25% y 28%. Aun así, cerca del 40% del petróleo permanece atrapado en los reservorios y solo la aplicación masiva de EOR puede habilitar su extracción.

Aldaba explica que esta tecnología no solo desacelera el decline sino que genera producción nueva. En CGSJ puede sumar entre 10% y 20% de reservas recuperables y extender la vida útil de los campos entre 15 y 20 años. Pero su rentabilidad es extremadamente sensible a los costos operativos: con OPEX de 35-45 dólares por barril y CAPEX adicional de unos 25 dólares, cualquier desviación erosiona el margen.

El informe destaca el caso CAPSA como ejemplo empírico. En el campo Diadema, la empresa elevó la producción de 127 a 1.800 metros cúbicos por día en 48 años, mantuvo reservas probadas estables durante 17 años y perforó más de 1.200 pozos. El mensaje es claro: la geología importa, pero la gestión define los resultados.

Impacto en el empleo: evitar el colapso es la prioridad

Entre 2023 y 2025 la cuenca perdió alrededor de 10.000 empleos. Aldaba detalla cómo el multiplicador de la actividad petrolera en campos maduros se ubica en torno a 2,5 veces: cada empleo directo genera otros 1,5 indirectos. Así, un retroceso operativo puede afectar miles de familias.

El acuerdo fiscal no promete una explosión de empleo. En cambio, impide un escenario mucho peor. Sin estímulo, la pérdida estimada alcanzaría 10.700 empleos totales en cinco años. Con el acuerdo y la expansión del EOR, el empleo podría crecer entre 5% y 8%, lo que preservaría o generaría entre 1.500 y 3.000 puestos directos. La diferencia real entre ambos escenarios ronda 13.000 empleos.

Aldaba advierte que EOR es intensivo en capital, no en mano de obra, y que la digitalización reduce dotaciones. El éxito del acuerdo, por lo tanto, debe medirse por la estabilización del empleo más que por su crecimiento explosivo.

Cerro Dragón será una concesión convencional y no convencional.

El factor decisivo: quién ejecuta los campos

El informe propone ocho criterios que definen al operador correcto: visión de largo plazo, tamaño óptimo, agilidad organizacional, expertise en EOR, solidez financiera, compromiso con proveedores y sindicatos, foco territorial y una cultura orientada a la perforación continua.

Según Aldaba, la diferencia entre éxito y fracaso con el mismo paquete fiscal puede ser abismal. Si los campos quedan en manos de actores sin experiencia técnica, con estructuras lentas o sin capital para sostener EOR, el acuerdo corre riesgo de fallar. Por eso el seguimiento provincial, especialmente en Chubut, será clave en los próximos meses.

La licitación de Manantiales Behr expuso ese dilema. CAPSA, PECOM y Grupo San Martín presentaron planes sólidos ante el sindicato. Rovella Energía, en cambio, fue cuestionada por su falta de antecedentes petroleros y por no compartir su plan de desarrollo.

Un acuerdo prometedor pero con márgenes muy ajustados

Aldaba concluye que el acuerdo fiscal puede salvar al Golfo San Jorge, pero no por sí solo. Los márgenes son estrechos, los plazos técnicos chocan con la urgencia social y la auditoría de inversiones será determinante. La clave no es la geología sino la gestión: operadores aptos, seguimiento estatal, disciplina financiera y adopción rigurosa del EOR.

El acuerdo abre una puerta, afirma el consultor. Pero cruzarla exige precisión, capacidad técnica y decisiones correctas. Los próximos 18 a 36 meses serán decisivos para saber si el Golfo San Jorge inicia un ciclo de recuperación o si vuelve a enfrentar el peligro de una declinación acelerada.

Clear Petroleum comenzó su operación en Las Heras-Cañadón Escondida

Los días 1 y 2 de diciembre se llevaron a cabo las jornadas de bienvenida a las más de 80 personas que ya forman parte de la Unidad de Negocio Clear Upstream. La primera instancia consistió en la incorporación del personal y el segundo día, en el Centro Cultural de Las Heras, se reunió todo el equipo de trabajo para compartir los objetivos y plan acción de las áreas.

Las autoridades de la Cía. resaltaron que para lograr estos objetivos es necesario el trabajo con integridad y aplicando altos estándares de excelencia operativa y seguridad. Ezequiel Gonzalez, Director de Personas & Cultura, comentó la trayectoria de la empresa de más de 30 años en la industria y la actividad de Clear a nivel país con 9 líneas de servicios y presencia en los yacimientos convencionales y no convencionales. Por su parte, Gabriel Conte, Gerente de Medio Ambiente y Seguridad, explicó la cultura de seguridad, políticas y reglas inquebrantables que se aplican en todas las operaciones. También participaron Ricardo Becerra, Gerente de Seguridad Patrimonial y Florencia Tosi, Jefe de Salud Ocupacional para ampliar la información y alcance en cada una de las áreas.

Leonardo Deccechis, Director de Negocio Clear Upstream, destacó la relevancia de seguir ampliando oportunidades dentro de la provincia: “estos yacimientos vieron pasar décadas de trabajo que hicieron crecer a la Provincia de Santa Cruz y que forjaron a miles de trabajadores. Nuestros objetivos son priorizar la producción sustentable, responder a los desafíos con tecnología, y mejorar tiempos operativos”.

Además, reforzó que “Clear entra a estos yacimientos con una convicción innegociable: recuperarlos, ponerlos de pie y volver a hacerlos producir como se merecen” y subrayó el compromiso de la empresa con la seguridad y el crecimiento profesional:
“queremos que cada persona que ingresa a Clear sienta que llega a un espacio donde la seguridad, la capacitación continua y el trabajo responsable son pilares esenciales. Estamos orgullosos de seguir construyendo un equipo sólido y preparado para los desafíos del sector”.

Algunas de las personas que suman al equipo de Clear destacaron emocionados la importancia de este momento histórico para la Cía. y para la Industria, donde con respeto y orgullo, siguen apostando al desarrollo de la Cuenca. Entre ellos, Sergio Martel a cargo de todas las Operaciones y Mantenimiento de los yacimientos, se suma al equipo de Clear Upstream con entusiasmo y destacó: “estamos comprometidos con esta oportunidad, Clear es una empresa de gran trayectoria y experiencia en la Cuenca y en campos maduros. Como equipo vamos a seguir trabajando con el foco en la eficiencia y productividad para lograr un crecimiento sostenible de nuestras actividades”.

El inicio de esta operación de Upstream constituye un paso más en el crecimiento sostenido de Clear Petroleum en Santa Cruz, alineado a su propósito de generar valor, promover el empleo local y contribuir al desarrollo energético del país.

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.

Tras firmar Chubut, ¿cómo se mueve el tablero petrolero y qué operadoras captarán más beneficios?

La decisión del Gobierno nacional de avanzar con la quita de retenciones a la exportación de petróleo convencional abrió una etapa decisiva para las provincias productoras. Chubut se convirtió en la primera jurisdicción en firmar el acta de entendimiento con Nación, un paso que redefine la competitividad de las cuencas maduras y obliga a Neuquén, Mendoza y Santa Cruz a acelerar sus propias definiciones.

El nuevo esquema beneficia de manera directa a operadoras como Pan American Energy (PAE), Capsa-Capex, Pecom, Compañía General de Combustibles (CGC), Quintana Energy, Clear Petroleum y Crown Point.

El acuerdo rubricado en el Palacio de Hacienda entre Ignacio Torres y las autoridades nacionales marca un giro estructural. Según el acta, la Nación se compromete a modificar el régimen de derechos de exportación, la provincia a revisar sus regalías y cánones, y las operadoras a sostener los niveles de actividad e inversión.

Se trata de un pacto de esfuerzos compartidos que apunta a estabilizar la producción convencional, reactivar equipos y garantizar empleo en una cuenca que viene registrando declino natural desde hace años.

Chubut tomó la delantera: acuerdo, compromisos y un mensaje al resto del país

El entendimiento con Nación coloca a Chubut como la provincia que marca el ritmo. La presencia del Jefe de Gabinete, Manuel Adorni; del ministro de Economía, Luis Caputo; del ministro del Interior, Diego Santilli; del secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; y del presidente de la CEPH, Carlos Ormachea, demuestra el peso político del anuncio.

El acta establece que la Nación reducirá progresivamente los derechos de exportación del crudo convencional, hoy en 8% cuando el valor del barril supera los 60 de dólares. Pero el punto más sensible fue el compromiso asumido por Chubut de revisar regalías y cánones, una señal de acompañamiento fiscal que busca mejorar la rentabilidad del convencional y evitar que la caída natural de los yacimientos continúe afectando la actividad.

El esquema tripartito se completa con las operadoras, que deberán reinvertir en la cuenca todos los fondos que se liberen por la quita de retenciones.

Esto incluye incrementar la producción mediante nuevos proyectos de explotación, reactivar pozos y equipos de torre, mejorar la eficiencia operativa y sostener el nivel de empleo directo e indirecto.

Para empresas como PAE, Capsa-Capex, Pecom, CGC y Crown Point, la medida significa una mejora inmediata en el precio doméstico y un horizonte de mayor previsibilidad.

Además, el Gobierno nacional remarcó que la política de reducción tributaria continuará, con el objetivo de aliviar al sector privado, atraer inversiones y consolidar un crecimiento sostenido basado en reglas claras.

PCR invertirá 20 millones de dólares en Mendoza.

¿Qué dijeron las demás provincias productoras?

La decisión de Chubut generó un efecto dominó entre las provincias productoras. Santa Cruz ya confirmó que firmará el acuerdo y anticipó cómo quedará su esquema de retenciones.

El gobernador Claudio Vidal detalló que el nuevo sistema estará estructurado de la siguiente manera: 0% de retenciones hasta un precio del barril de 65 dólares, un esquema móvil de hasta 8% entre 65 dólares y 80 dólares, y 8% por encima de ese valor.

El anuncio muestra la intención de acompañar la medida, aunque la firma podría demorarse por la emergencia climática que atraviesa la provincia.

Neuquén también celebró la decisión nacional. El gobernador Rolando Figueroa destacó que la quita de retenciones está alineada con la política provincial de reducción de regalías e ingresos brutos para el convencional.

Aunque el foco neuquino está puesto en Vaca Muerta, el alivio tributario al convencional podría destrabar inversiones en áreas maduras operadas por empresas medianas. La provincia viene reclamando mayor competitividad tributaria y el acuerdo nacional abre una ventana de coordinación con la OFEPHI.

Mendoza, en tanto, recordó que desde hace años aplica reducciones de regalías en múltiples áreas. La ministra de Energía, Jimena Latorre, señaló que la eliminación de retenciones es coherente con sus políticas de incentivo y permitirá profundizar la recuperación de producción convencional.

Sin embargo, la provincia mantiene sus tiempos internos para definir su adhesión formal, dado que su estructura productiva es más heterogénea.

El estudio PAGBAM brindó asesoramiento integral en el proceso de Licitación Pública Nacional N° 006/2025, impulsado por FOMICRUZ S.E

Empresas beneficiadas y reconfiguración del mapa inversor

La quita de retenciones beneficia a todas las operadoras, pero algunas captarán mayor impacto inmediato. PAE, primer productor del Golfo San Jorge, es una de las principales ganadoras al mejorar el precio de referencia doméstico y obtener condiciones más favorables para proyectos de recuperación secundaria y terciaria. Capsa-Capex también se ve fortalecida, especialmente en áreas maduras donde la reinversión continua es indispensable.

Pecom, CGC y Crown Point recuperan competitividad exportadora y mejoran su margen en el mercado interno. Para varias de estas firmas, cuyos proyectos requieren largos plazos de maduración y altos costos operativos, la quita del 8% y la revisión de regalías y cánones en Chubut son un punto de inflexión.

El acuerdo también beneficia a operadoras que no exportan, ya que el precio doméstico se ajusta automáticamente al valor internacional cuando desaparece la retención. Esto garantiza que el aumento del precio de referencia también alcance a quienes venden internamente.

Palermo Aike: YPF y un nuevo paso para los tres pozos shale en la Cuenca Austral

La exploración en Palermo Aike dio un nuevo paso. YPF profundizó el trabajo técnico con el Gobierno de Santa Cruz y presentó los lineamientos centrales sobre la gestión de residuos peligrosos y lodos de perforación, un aspecto clave en la operación de pozos no convencionales.

La Secretaría de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero participó de una reunión técnica inicial con la compañía, en la que se revisaron los procedimientos ambientales y los requerimientos normativos necesarios para avanzar hacia el inicio de la perforación. El encuentro marcó un paso más hacia la apertura del que podría convertirse en el proyecto energético más relevante de la provincia.

Mientras tanto, YPF ya comenzó la construcción de tres locaciones en los permisos La Azucena y El Campamento Este, una obra que demanda movimiento de suelos, accesos y contratación de personal local.

Tres pozos estratégicos

Hay que recordar que el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, destacó la magnitud del proyecto y el impacto económico que traerá aparejado para la provincia. Según explicó, la inversión estimada supera los 200 millones de dólares y generará una importante demanda de mano de obra calificada, tanto para las etapas iniciales como para los trabajos de perforación.

Vidal remarcó que estos pozos exploratorios tienen un rol central en la definición del futuro productivo de Palermo Aike. No solo permitirán conocer la respuesta del subsuelo, sino que serán la base para determinar si el desarrollo masivo será viable en términos técnicos y económicos. También subrayó el objetivo del gobierno provincial de garantizar que los empleos generados queden en manos de trabajadores santacruceños.

El mandatario comparó el potencial de Palermo Aike con el de Vaca Muerta, aunque con una ventaja estratégica: su cercanía a una terminal portuaria. Para Santa Cruz, esto podría transformar la provincia en un polo logístico e industrial con capacidad exportadora.

YPF prepara otro pozo en Palermo Aike.

Resultados previos, nuevas perforaciones y expectativas de la industria

La actividad exploratoria en la formación ya tuvo su primer antecedente con el pozo Maypa.x-1, perforado por CGC. Aunque no alcanzó los niveles productivos esperados, aportó información clave: confirmó la presencia de la roca madre y permitió obtener datos geológicos mediante un diseño dual que combinó un tramo vertical de 3.574 metros y un tramo horizontal de más de 1.000 metros, además de 12 fracturas hidráulicas.

El ensayo arrojó 769 m3 de petróleo acumulado en 102 días, con caudales estabilizados entre 7 y 16 m³ diarios. Se trata de volúmenes modestos, pero relevantes para una formación que recién comienza su camino exploratorio.

A partir de esa experiencia, YPF decidió avanzar con tres nuevos pozos, cuya perforación está prevista para iniciar el 1 de septiembre. Según el ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, las perforaciones alcanzarán profundidades cercanas a los 3.400 metros y requerirán equipamiento especializado para operar a temperaturas de hasta 160 grados.

El funcionario señaló que la apuesta económica es significativa: entre 120 y 150 millones de dólares solo en esta etapa. Si los resultados son favorables, podrían sumarse nuevas empresas interesadas en explorar la formación.

Palermo Aike es la promesa de Santa Cruz en materia de shale gas.

La compañía de mayoría estatal también señaló en su reporte ante la SEC que Palermo Aike es uno de sus proyectos de exploración onshore de mayor impacto. A pesar de los resultados iniciales moderados, el pozo piloto confirmó la presencia de gas natural y condensados, ubicando la ventana de madurez de la formación dentro de un rango atractivo para futuros desarrollos.

YPF y hoja de ruta para una nueva etapa productiva

El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz subrayó que la supervisión ambiental es un eje central del proceso. La provincia solicitó a YPF la documentación técnica requerida para cumplir la normativa vigente y avanzar con las evaluaciones de campo. Las autoridades consideran que esta etapa es clave para garantizar un desarrollo sostenible, seguro y compatible con los estándares nacionales.

Paralelamente, la provincia, la empresa y los sindicatos petroleros definieron una hoja de ruta para ordenar la actividad. El objetivo es acompañar la llegada de nuevas inversiones, asegurar condiciones laborales y sostener un marco de previsibilidad para la industria.

El convencional pide acción: la necesidad de una mesa petrolera ante despidos y la migración de empresas

La Cuenca del Golfo San Jorge enfrenta una etapa decisiva para su futuro productivo. Con casi dos años de señales de retiro de compañías, caída de actividad y pérdida de empleo, el convencional necesita una estrategia que recupere protagonismo y ordene una transición que ya está en marcha.

Para el diputado electo Juan Pablo Luque, el camino debe comenzar con una mesa de trabajo multisectorial que reúna a Gobierno, sindicatos, operadoras y pymes en un solo objetivo: detener el deterioro y reconstruir la agenda petrolera.

En diálogo con eolomedia, Luque sostuvo que la respuesta no puede seguir demorándose. Hoy la cuenca está aceptando condiciones que antes no aceptaba. Y si el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, no la convoca, él se compromete a tomar la iniciativa desde el Congreso: la cuenca no puede seguir esperando.

El también exintendente de Comodoro Rivadavia anticipó que la nueva Cámara de Diputados será dinámica y exigirá a las provincias negociar para defender sus economías regionales. “Va a ser un Congreso con muchas idas y vueltas por la conformación de bloques y la falta de mayorías”, subrayó.

En ese marco, Chubut y Santa Cruz deberán fortalecer su presencia para incidir en decisiones nacionales vinculadas a la producción energética y los incentivos para las cuencas maduras.

Luque advirtió que temas centrales para la región, como el tratamiento de proyectos de ley para sostener la actividad convencional, quedaron relegados por la falta de estrategia política: “No vi que se haya trazado una agenda de trabajo seria”, ponderó.

Por eso, la mesa regional pretende también blindar una posición común al momento de sentarse en Buenos Aires.

El convencional en punto muerto

El diagnóstico del dirigente es contundente: la región está atravesando su peor retroceso en décadas. SLB, Halliburton y Tecpetrol ya no operan en la cuenca; pymes históricas cerraron o quedaron sin contratos; se estiman entre 6 y 7 mil puestos menos en el sector; y YPF acelera su retiro de áreas convencionales.

El exintendente recordó que cuando dejó la gestión en diciembre de 2023, la cuenca aún conservaba una estructura industrial potente. Pero desde entonces, la falta de conducción estratégica dejó a la región sin herramientas para frenar la salida de empresas.

Esto preocupa también por su impacto fiscal: la cuenca representa cerca del 40% de los ingresos de Chubut. Sin embargo, esa importancia no se ve reflejada en decisiones políticas. “No hay nadie que tome a la cuenca como una cuestión estratégica, cuando aporta cerca del 40% de los ingresos provinciales”, cuestionó.

A esto se suma otro indicador crítico: las operadoras aún no presentaron el plan de inversiones 2025, a pocas semanas del cierre del año. Para Luque, es un síntoma de que la cuenca “está en un proceso de sometimiento y vulnerabilidad”.

Aunque la producción se mantiene por la inercia de los pozos maduros, las inversiones en perforación y exploración cayeron a mínimos históricos. En una cuenca madura, eso significa acelerar el declino natural y reducir su vida útil.

Tal como informó eolomedia, en los últimos tres años se presentaron 7 proyectos de ley para impulsar las cuencas maduras. Sin embargo, ningún prosperó. En este sentido, el dirigente consideró que el Golfo San Jorge necesita herramientas para ser un complemento al dinamismo de Vaca Muerta.

Mientras tanto, la cuenca se vuelve menos atractiva para los inversores, lo que habilita la irrupción de compañías sin trayectoria en operaciones complejas.

En Chubut se activarán dos perforadores.

Un escenario de unidad

El derrumbe del entramado productivo afecta a toda la economía: menos consumo, menos empleo, menos recaudación y menos inversión social. Quien recorre cualquier localidad petrolera encuentra la misma respuesta: no hay trabajo.

Por eso advierte que la dirigencia deberá responder por sus acciones: “Vamos a ser recordados como dirigentes que fracasaron en la defensa de la región si no se actúa a tiempo”, aseveró.

“Tenemos que armar una mesa para definir el futuro y trazar una agenda. Esa agenda hoy ni siquiera está en construcción, no hay ni siquiera una idea de que se arme una mesa. Lo hemos hecho con (el exgobernador Martín) Buzzi, lo hemos hecho con (el exgobernador Mario) Das Neves lo hemos hecho con (el exgobernador Mariano) Arcioni, pero no lo hemos hecho con Torres. Lo hemos hecho con todos los gobernadores cuando tuvimos momentos incluso menos graves que el que estamos viviendo hoy en día”, cuestionó.

Lo que propone Luque es volver a sentar Gobierno, sindicatos, operadoras, pymes y representación legislativa, como ocurrió en otras crisis del sector. “Eso nos permitió paz social, inversiones y una economía funcionando”, consideró.

Acá no tiene que importar si sos radical, peronista o libertario. La prioridad es sostener la producción y preservar empleo”, aclaró.

“Estamos en tiempo de descuento”

En este marco, el exintendente de Comodoro Rivadavia subrayó que no existen problemas con Jorge Ávila, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut y diputado nacional por Chubut, ni con ningún actor de la industria

Con Ávila no hablo hace mucho tiempo, pero no tengo inconvenientes. Hablo con la mayoría de los secretarios generales de los sindicatos relacionados a la industria, siempre he mantenido yo una agenda y una mirada relacionada con el tema industrial”, destacó.

“Ojalá que podamos volver a generar aquellas mesas que son las que nos permitieron la paz social, las inversiones y una economía que estaba bastante en funcionamiento y donde había un buen clima de inversión. Los sindicatos hacían un trabajo muy bueno, las operadoras hacían sus inversiones, las pymes funcionaban y eran los principales generales de empleo de región. Es una pena que toda esa mesa se haya perdido y que hoy estemos simplemente aceptando condiciones donde nos echan gente todo el tiempo, donde las pymes están desapareciendo y las empresas grandes se van de la región”, subrayó.

El diputado electo considera que el liderazgo debe ser institucional: El líder es el gobernador: él debería no solo llamar, sino liderar esa mesa. Pero también dejó claro que no habrá excusas para la inacción: Si no lo hace él, yo trataré de impulsarla.

Para Luque, el tiempo límite pasó. Cada día sin una estrategia común achica el futuro. El convencional aún puede defender su lugar en la matriz energética argentina, pero necesita una dirección clara, consensuada y urgente.

Los planes de Clear Petroleum y Quintana Energy para la Cuenca del Golfo San Jorge

La Cuenca del Golfo San Jorge ingresa en una etapa decisiva para sostener su producción y el empleo local. Las empresas Clear Petroleum y Quintana Energy ya iniciaron trabajos en Santa Cruz para avanzar en la transición operativa de parte de las áreas maduras que YPF cedió al Gobierno provincial. Con recorridas en yacimientos y planificación en campo, se afianza el proceso que marcará el nuevo mapa petrolero del norte santacruceño.

El Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables (SIPGER), liderado por Rafael Güenchenen, participó de las instancias técnicas junto a las compañías adjudicatarias. Los equipos revisaron dotaciones, equipamiento y prioridades para garantizar un traspaso ordenado, con foco en la continuidad laboral, la seguridad y el sostenimiento de los contratos de las pymes proveedoras de servicios.

Clear Petroleum avanza en la planificación del traspaso del área Cañadón de la Escondida–Las Heras. Por su parte, Quintana E&P Argentina y Quintana Energy Investments trabajan para asumir los bloques Cañadón León y Meseta Espinosa. El proceso comenzó con evaluaciones técnicas y la coordinación de los próximos pasos hacia la toma de control de las operaciones.

“Esta transición ordenada es una oportunidad para sostener los puestos de trabajo y volver a crecer. Desde SIPGER estamos acompañando a cada operadora para que el arranque sea sólido y con previsibilidad para los compañeros y las pymes locales”, afirmó Güenchenen.

Clear Petroleum: un plan de recuperación sustentable

Con más de 30 años de trayectoria en servicios petroleros dentro de la Cuenca del Golfo San Jorge, especialmente en el norte de Santa Cruz, Clear Petroleum destaca su conocimiento técnico y operativo en campos maduros. La compañía considera que su principal diferencial radica en la eficiencia en costos y en la recuperación de la producción básica mediante tecnología aplicada y mejoras continuas.

“El primer paso siempre debe ser aplicar tecnología”, sostienen en la empresa, poniendo en el centro la innovación para optimizar infraestructura y extender la vida útil de los yacimientos.

El área a operar comprende parte de la localidad de Las Heras y se extiende 45 kilómetros hacia el noreste. Incluye los yacimientos Las Heras, Cañadón de la Escondida, Cerro Grande y Barranca Baya. La estrategia priorizará producción primaria y secundaria, además del reacondicionamiento de pozos inyectores y productores para recuperar curvas de extracción.

La búsqueda de nuevos reservorios es otro eje clave para identificar sectores subexplotados con potencial productivo. Clear Petroleum remarca que el desarrollo debe realizarse bajo estrictos estándares de seguridad, compromiso ambiental y respeto por la comunidad. La empresa vive y opera en Santa Cruz, un punto que destaca como diferencial para lograr una gestión cercana, eficiente y con impacto positivo en la región.

Clear Petroleum y Quintana Energy debutan como operadores en Santa Cruz.

 

 

“Nuestra prioridad es lograr una ejecución sustentable en el tiempo para sostener el trabajo, cuidar la seguridad de las personas y seguir produciendo energía para el desarrollo del país. Vamos a trabajar junto a la comunidad de Las Heras y con la Provincia”, aseguraron sus autoridades.

Clear Petroleum opera con certificaciones en seguridad, salud, calidad y ambiente, alineadas a los Objetivos de Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas. También impulsa la colaboración con sindicatos y proveedores locales para garantizar actividad continua y fortalecimiento industrial.

Hoy ofrece una gama completa de servicios petroleros, como operación y mantenimiento, workover de abandono, pulling, flush by, además de trabajos de Hot Oil, Wireline y Slickline. La transición a operadora marca un hito en su historia y en la de la Cuenca, con una propuesta que combina experiencia, inversión y una mirada socialmente responsable.

Quintana Energy y el nuevo mapa productivo

La llegada de Quintana Energy y Clear Petroleum se da en el marco del proceso liderado por FOMICRUZ para adjudicar las diez áreas que hasta este año operaba YPF. La Unión Transitoria de Empresas que integran junto a Patagonia Resources, Roch, Brest y Azruge presentó una oferta de 1.259 millones de dólares para los próximos seis años, orientada a reactivar la producción y recuperar la actividad en la región.

El ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, y el presidente de FOMICRUZ, Oscar Vera, destacaron que se trata de la licitación más importante en la historia energética de Santa Cruz. La adjudicación definitiva se prevé para diciembre, lo que dará inicio a una nueva etapa con protagonismo local en la gestión de recursos estratégicos.