La eliminación de las retenciones al convencional se realizaría de manera progresiva

El convencional parece que comienza a encontrar aire. Es que de la reunión entre los actores de la industria de la Cuenca del Golfo San Jorge y autoridades del Gobierno nacional se llegó a un principio de acuerdo para eliminar las retenciones al petróleo de manera progresiva.

Tal como adelantó eolomedia, el encuentro tuvo lugar en la sede central del Ministerio de Economía de la Nación en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y contó con la presencia del jefe de Gabinete del Gobierno Nacional, Guillermo Francos; el titular de la cartera económica, Luis Caputo; los gobernadores de Chubut y Santa Cruz, Ignacio Torres y Claudio Vidal, respectivamente.

También estuvieron presentes el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; el presidente de Petrominera Chubut SA, Héctor Millar; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Lludgar; el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; entre otros además de representantes de distintas operadoras.

Fortalecer las inversiones

Torres indicó que la baja de dicho tributo “no solo fortalecería las inversiones de las operadoras, sino que podríamos exportar más y generar más puestos de trabajo genuino”.

Durante la reunión de este jueves, el titular del Ejecutivo le solicitó a Nación “que haga su parte, porque tanto nosotros como los trabajadores hicimos lo que teníamos que hacer”. Explicó en ese contexto que “la Provincia cumplió respecto a la baja de regalías y los trabajadores en materia de productividad; ahora lo que estamos pidiendo al Gobierno Nacional es que cumpla con una medida que nos permitiría garantizar la competitividad de una industria clave”.

El pedido tiene como finalidad aliviar la carga fiscal y sostener la producción en cuencas maduras con más de cien años de historia. “La aplicación de un 8% de retenciones agrava la situación del sector”, manifestó el mandatario y reveló que “hay un compromiso firme de las operadoras de reinvertir cada dólar adicional en nuevas inversiones para mantener la actividad y sostener los empleos”.

Más competitividad para el convencional

Asimismo, el gobernador resaltó la importancia de que “los intendentes, el Gobierno Nacional y las principales operadoras petroleras hayan estado en esta reunión para ponernos de acuerdo para ser más competitivos, teniendo en cuenta que nuestra provincia bajó regalías, sobre todo en áreas marginales, y que los gremios participan de un acuerdo de competitividad que hace mucho más eficiente operar en Chubut”.

Sumado a esto último, Torres destacó “el compromiso de la Nación para la eliminación de retenciones sobre el cual estamos ultimando los detalles, aspirando a eliminarlas progresivamente”.

“Esto va a ser muy bueno, no sólo para Chubut sino para la Argentina porque el resultado va a ser más producción, más trabajo, más competitividad”, aseguró el titular del Ejecutivo, agregando que “el acuerdo implica que el ahorro fiscal tiene que ir íntegramente a más producción, y si se exporta más, se generan más dólares que necesita la Argentina”.

“Es la primera vez que el Gobierno Nacional, una provincia, municipios de todos los colores partidarios y todos los gremios hacemos un acuerdo de competitividad exitoso, y en breve vamos a ver los resultados”, afirmó el gobernador chubutense.

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

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

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

El proyecto y su alcance

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

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

Asesoramiento legal

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

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

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

RP Global Argentina se transforma en New Energy Argentina

RP Global Argentina (RP Global SAS) anunció oficialmente su cambio de nombre a New Energy Argentina, marcando el inicio de una nueva etapa para la empresa.

Este rebranding se produce como resultado de una importante transacción internacional en la que RP Global y Mirova han unido fuerzas para crear un productor independiente de energía (IPP) europeo con una capacidad superior a 2.500 MW(p).

La operación, valorada en 480 millones de euros, incluye inversiones en forma de capital y bonos convertibles, y abarca los mercados de Italia, Alemania, Francia, España, Portugal, Polonia y Croacia. Como parte de esta alianza, Mirova se convirtió en accionista minoritario relevante en RP Global.

A partir de ahora, el uso de la marca RP Global se circunscribirá al perímetro acordado con Mirova únicamente, mientras que Argentina, uno de los mercados no cubiertos por la transacción, continuará sus actividades bajo una nueva identidad: New Energy Argentina.

“Esta evolución de marca refleja su misión – la transición energética de Argentina -, manteniendo el respaldo de la misma empresa madre y fortaleciendo su presencia local con una visión renovada”, informaron desde la compañía.

New Energy Argentina sigue desarrollando proyectos de energía renovable con el mismo equipo, valores y estándares de calidad. El ejemplo más destacado siendo el ambicioso proyecto “Gaucho Wind to Hydrogen & Green Ammonia” en la provincia de Santa Cruz

Una apuesta al hidrógeno y amoníaco verde

Argentina avanza en la consolidación de un megaproyecto de energías renovables con alcance internacional. “Gaucho Wind to Hydrogen & Green Ammonia” es una iniciativa que se desplegará en las inmediaciones de Puerto Deseado y Punta Quilla, en la provincia de Santa Cruz.

El plan forma parte del programa H2Uppp y contempla la instalación de parques eólicos y electrolizadores de gran escala, con el objetivo de producir hidrógeno y amoníaco verde para abastecer tanto al mercado interno como a la exportación.

El proyecto se divide en dos etapas de desarrollo. Una vez finalizado, prevé la generación de 8.777 MW de energía eólica, lo que lo posiciona entre las iniciativas más ambiciosas del país.

La electricidad obtenida alimentará un sistema de 6.236 MW en electrolizadores, tecnología clave para la descomposición del agua en hidrógeno y oxígeno mediante energía renovable. De este modo, se busca garantizar un proceso completamente libre de emisiones de carbono.

Con esta capacidad instalada, la producción proyectada alcanzará 0,62 millones de toneladas anuales de hidrógeno verde y 3,51 millones de toneladas de amoníaco verde, volúmenes que permiten imaginar un rol destacado de la Argentina dentro de la transición energética global.

Patagonia Digital otro sector para las renovables

Potencial estratégico y exportador

El amoníaco verde derivado del proyecto no solo puede utilizarse como materia prima en la industria química, sino también como combustible de bajas emisiones en transporte marítimo y terrestre. La cercanía de los puertos santacruceños facilitará su embarque hacia distintos destinos internacionales, especialmente hacia Europa, donde la demanda de energías limpias crece de manera sostenida.

A la vez, parte de la producción se orientará al mercado local, con aplicaciones en sectores de alto consumo energético como la siderurgia, la petroquímica y la refinación. Estos segmentos industriales podrán reducir la intensidad de carbono en sus procesos productivos gracias al abastecimiento de hidrógeno verde.

Un proyecto con proyección global

“Gaucho Wind to Hydrogen & Green Ammonia” se perfila como un hito dentro de la estrategia argentina para diversificar su matriz energética. Con una capacidad estimada de 3.000 a 4.000 MW de generación eólica en su primera fase, se trata de una propuesta que combina recursos naturales únicos con tecnología de vanguardia para posicionar al país en el escenario internacional de energías renovables.

La iniciativa integra estudios de factibilidad para asegurar su viabilidad técnica, económica y logística, con especial atención en infraestructura portuaria, redes eléctricas y transporte. Todo ello apunta a consolidar a Santa Cruz como polo de exportación de hidrógeno y amoníaco verde, en línea con las tendencias globales hacia la descarbonización.

YPF comenzó la construcción de tres locaciones para sus nuevos pozos en Palermo Aike

La exploración en Palermo Aike continúa y sumará un nuevo capítulo. YPF comenzó con la construcción de tres locaciones en la roca madre de la Cuenca Austral, con una inversión total estimada en 200 millones de dólares.

Las tareas iniciales abarcan el movimiento de suelos y la construcción de accesos en los permisos La Azucena y El Campamento Este. Los trabajos demandarán personal jerárquico y operarios de UOCRA de distintas localidades, con la previsión de aumentar la contratación de trabajadores y proveedores locales a medida que avance la obra.

La misión de YPF

En este marco, el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, destacó: “Estamos en lo que va a ser el comienzo de parte de Palermo Aike. Son tres locaciones que van a demandar mucho trabajo, y esta operación es enorme. Estamos hablando de una inversión de 200 millones de dólares”.

“Son pozos exploratorios que tienen un costo importantísimo en lo económico, que generan muchísimos puestos de trabajo, movimiento económico, pero que además son los pozos que te indican cómo va a continuar la actividad de acá para adelante”, consideró.

El mandatario destacó que Palermo Aike tiene características similares a las de Vaca Muerta, pero con la diferencia de estar cerca de una terminal portuaria. “Hay estructura que vamos a necesitar y se tiene que construir y que eso va a generar muchísimo trabajo. La verdad que esto es muy fuerte”, destacó.

YPF realizará una nueva

Fracasar no es una opción

Asimismo, Vidal ponderó que “no podemos fracasar. Acá no hay margen para el fracaso”. “El país atraviesa un momento muy difícil como pocas veces se vio en las últimas décadas. Es valioso que comencemos a desarrollar este yacimiento y que comencemos a explorar estos pozos, que van a ser muy, pero muy importantes para el futuro de Santa Cruz”, aseveró.

“El muestreo satelital daba buenos resultados y cuando se hizo todo el proceso de sismográfica La verdad que el resultado indica un panorama muy, pero muy alentador. Pero todos sabemos cómo es esto. Sabemos que hay que esperar siempre ese paso final, que es la perforación en exploración”, añadió.

Un hito

En este sentido, el mandatario sostuvo que los trabajos serán ocupados por los operarios que viven en Santa Cruz. “Estamos cansados de ver muchas veces que las oportunidades de las distintas actividades se van de la provincia. Estamos trabajando en un proyecto de ley que lo va a tratar la Cámara en los próximos días y que se basará justamente en garantizar que el trabajo sea para los trabajadores que viven en la provincia de Santa Cruz”, adelantó.

“Esto seguramente genera algún tipo de revuelo, pero es lo que corresponde. Es lo que tendría que haber sido siempre. Además, es lo que hoy están reclamando la mayoría de los trabajadores y de los sindicatos. El trabajo tiene que ser prioridad para los que viven en esta provincia”, consideró.

Por su parte, el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, remarcó: “Este es un hito para el futuro energético de Santa Cruz. La exploración de Palermo Aike nos permitirá diversificar la matriz productiva y posicionar a la provincia como uno de los polos estratégicos de energía del país”.

Cuáles son las provincias más golpeadas por la baja de perforadores

La industria hidrocarburífera argentina atraviesa una baja histórica en la cantidad de equipos de perforación y de servicios. Entre enero de 2024 y agosto de 2025, la cifra total pasó de 230 a 163 equipos. Esto implica una caída del 29%, con impacto directo en el empleo, en la cadena de proveedores y en la proyección de inversiones.El retroceso no es uniforme: algunas provincias muestran descensos más suaves, mientras que otras enfrentan reducciones profundas.

El caso más crítico se observa en Santa Cruz, donde la actividad se contrajo casi a la mitad. En contraste, Neuquén sigue liderando en números absolutos, pero también registró una baja importante.

En el segmento no convencional, el número de rigs pasó de 37 en enero de 2024 a 34 en agosto de 2025, una disminución del 8%. Aunque la caída parece menor, refleja señales de cautela en el principal polo productivo del país, que depende de inversiones sostenidas para alimentar su crecimiento.

En el convencional, el panorama es mucho más severo. La actividad pasó de 25 equipos a apenas 10 en el mismo período. La reducción del 60% marca un deterioro que, según especialistas, compromete la base productiva que sostiene a Vaca Muerta.

El mapa de la caída en las provincias

Neuquén, epicentro del shale argentino, pasó de 85 equipos en enero de 2024 a 64 en agosto de 2025. La disminución del 25% equivale a 21 equipos menos en operación.

En Chubut, la merma fue del 17%, con un descenso de 72 a 60 equipos. Santa Cruz registró la baja más pronunciada en valores relativos: de 48 equipos a 25, lo que representa una caída del 48%. En términos absolutos, la provincia perdió 23 unidades.

Mendoza también mostró retrocesos. De 17 equipos en enero de 2024, se bajó a 13 en agosto de 2025. La caída del 23% significó la salida de cuatro unidades. En el resto de las provincias productoras, la cifra pasó de 8 a apenas 1 equipo, un desplome del 87%.

Las provincias más golpeadas por la baja de perforadores.

En total, el país perdió 67 equipos en un año y medio. La tendencia genera inquietud en la industria, que reconoce que la perforación es el motor central para sostener niveles de producción y asegurar la capacidad de evacuación de proyectos como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

Daniel González, secretario de Coordinación de Energía de la Nación, buscó llevar calma en la reciente AOG 2025. “Nadie debería asustarse que el nivel de actividad se ajuste en el país para tener una industria sana”, señaló. Recordó que la caída de equipos también se produjo en la cuenca del Pérmico, en Estados Unidos, como parte de un proceso de eficiencia.

El funcionario insistió en que la clave está en la competitividad. Destacó que los costos de perforación en Vaca Muerta son 35% más caros que en Permian, aunque subrayó que la comparación es con “el país más eficiente del mundo”.

El riesgo de no llenar el VMOS

El recorte de equipos genera preocupación en Neuquén por la proximidad de la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS). El proyecto, considerado estratégico para multiplicar las exportaciones de crudo, requiere mantener e incluso aumentar la perforación de pozos.

Daniel Horacio González, secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene), lo planteó con claridad: “Si no empieza la perforación antes de fin de año, no podrá llenar el VMOS”.

El dirigente reconoció que el sector atraviesa un “bache momentáneo”, pero advirtió que la recuperación no puede esperar demasiado. “Sí o sí tienen que empezar a perforar y a fracturar más pozos para poder alimentar el oleoducto”, señaló durante la Expo Argentina Oil & Gas 2025.

Para González, el parate tiene múltiples causas: la baja del precio del barril, la incertidumbre en la evacuación de crudo y la inestabilidad política. “Los inversores buscan seguridad jurídica y reglas de juego claras”, enfatizó.

Desde Nación, Daniel González remarcó que la única forma de sostener la competitividad es con un trabajo conjunto de todos los actores. “Nación, provincias, sindicatos y operadoras tienen que estar en el mismo barco”, sostuvo.

El contexto internacional también condiciona. El secretario de Energía recordó que el precio del barril difícilmente supere los 65 dólares en el corto plazo, lo que limita las perspectivas de mayores ingresos. En ese escenario, cada dólar invertido en perforación debe ser eficiente y sostenible.

Santa Cruz lanzó la licitación de 10 campos maduros

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

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

Áreas en licitación y objetivos del proceso

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

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

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

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

Condiciones de la licitación y plazos

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

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

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

Impacto regional y perspectivas

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

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

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

En la Cuenca del Golfo San Jorge ya se desvincularon 10 mil trabajadores

La crisis en la Cuenca del Golfo San Jorge golpea con fuerza a la industria petrolera y a las economías locales. La Cámara de Empresas Regionales de Servicios Petroleros emitió una alerta y adelantó que si no se toman decisiones en el corto plazo podría desaparecer el entramado pyme de Chubut y Santa Cruz.

Boris Mancilla, vicepresidente de la entidad, aseguró que esta transición no fue planificada ni consensuada con la comunidad, lo que generó un impacto profundo en el empleo y en el entramado productivo regional.

“Estamos cerca de los 10.000 trabajadores desvinculados mediante retiros voluntarios, sumando personal de operadoras y compañías de servicios, tanto jerárquico como convencional”, cuestionó en diálogo con Radio Chubut.

Migración hacia el shale

La irrupción de Vaca Muerta modificó las decisiones de las operadoras, que decidieron migrar su capital para Neuquén dejando los campos maduros a manos de compañías más pequeñas. Si bien en la Cuenca del Golfo San Jorge se esperan los estudios que realizará Pan American Energy (PAE) en Cerro Dragón, la reconversión de la región llevará años.

En este sentido, Mancilla señaló que, además de los despidos directos, existe un fuerte efecto sobre el empleo indirecto. Técnicos, ingenieros, proveedores y talleres metalmecánicos locales sufren la caída de la actividad. “Es personal altamente calificado que queda fuera del circuito productivo, afectando a empresas que siempre sostuvieron el trabajo en la región”, advirtió.

Sin respuesta estatal

El dirigente planteó que la situación se agravó con la llegada de compañías de Buenos Aires que, a su juicio, no cuentan con la experiencia ni el conocimiento del terreno que poseen las firmas locales.

“Hace dos meses le pedimos al gobernador que intercediera para buscar consensos y amortiguar el impacto, pero no obtuvimos respuesta. Hoy algunas empresas quedaron sin contratos y otras transfirieron personal a la compañía que se quedó con todos los servicios”, lamentó.

Todavía la Cuenca no encuentra su fondo

Para Mancilla, el efecto pleno de la crisis todavía no se siente gracias a las indemnizaciones pagadas en los retiros voluntarios, que en algunos casos superaron los 300 millones de pesos. Sin embargo, advirtió que este alivio es temporal.

“Hay gente que se fue de la región y otra que espera mejores condiciones para volver a trabajar. Pero en ciudades como Comodoro Rivadavia, Caleta Olivia y Las Heras ya se nota en el día a día”, afirmó.

El vicepresidente de la Cámara describió el presente de las empresas regionales como “un naufragio” y un escenario de “incertidumbre total”. “Todos los días nos levantamos para ver qué producir, buscando al menos un mínimo de rentabilidad, pero no estamos en esas condiciones”, advirtió.

Crown Point reorganiza su estructura tras la renuncia de su CEO

Crown Point Energy Inc., la operadora canadiense con base en Buenos Aires, atraviesa un momento clave en su historia. El 31 de julio de 2025, la empresa comunicó oficialmente la renuncia de Gabriel Obrador a los cargos de Presidente, CEO y Director tanto de la compañía como de sus subsidiarias.

La salida fue informada a la TSX Venture Exchange y a la Comisión Nacional de Valores (CNV) a través de un hecho relevante, en el que se detalló que Obrador deja su puesto para dedicarse a otros negocios.

Mientras el Directorio inicia la búsqueda de un nuevo CEO, las funciones ejecutivas serán asumidas de forma interina por Marisa Tormakh, Vicepresidenta de Finanzas y CFO de la compañía, y Hermann Steinbuch, Vicepresidente de Operaciones de la filial argentina.

“Agradecemos a Gabriel por su dedicación a Crown Point. Esperamos con ansias comunicar a los accionistas los resultados del proceso de sucesión”, expresó Gordon Kettleson, presidente del Directorio, en el comunicado.

La empresa, constituida en Canadá y con operaciones centradas en la Argentina, mantiene actividades en cuatro cuencas productoras: Golfo San Jorge, Austral, Neuquina y Cuyana. La transición en el liderazgo ocurre en un momento en que la firma busca consolidar su presencia en el sur del país.

La apuesta de Crown Point

Tal como viene informando eolomedia, Crown Point había concretado una importante operación de crecimiento en la Cuenca del Golfo San Jorge. A través de dos hechos relevantes presentados ante la CNV a comienzos de junio, se confirmó la adquisición de activos en las áreas El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicadas al oeste de Comodoro Rivadavia, por un valor que podría alcanzar los 61,4 millones de dólares.

Los acuerdos fueron firmados con Tecpetrol, YPF y Pampa Energía, e incluyen una participación operativa del 95% en las tres concesiones, además del 4,2% de las acciones en Terminales Marítimas Patagónicas (Termap). La operación contempla un pago base de 57,9 millones de dólares en efectivo, más una contraprestación contingente de hasta 3,5 millones de dólares sujeta a ingresos por venta de gas natural de la porción de Pampa, y 8 millones de dólares en inventarios y consumibles.

Los campos producen en conjunto 5.449 barriles equivalentes por día y cuentan con infraestructura que conecta con Rada Tilly, Caleta Córdova y el Gasoducto General San Martín. Tecpetrol transfiere entre el 52% y el 69% de las concesiones, YPF cede hasta el 9,53% y Pampa vende su 35,67% más un esquema de pagos variables.

Cuencas maduras: se presentaron 7 proyectos en 3 años, pero ninguno fue tratado

Durante los últimos tres años, se presentaron al menos siete proyectos de ley en el Congreso de la Nación para reactivar la producción de hidrocarburos en cuencas maduras. Todos comparten un objetivo: sostener la actividad en yacimientos convencionales que hoy enfrentan un acelerado declino natural. Sin embargo, ni uno solo de estos proyectos fue debatido en comisiones.

El diagnóstico es unánime entre técnicos, legisladores y actores de la industria: las cuencas maduras requieren un régimen específico para continuar produciendo, preservar empleos y aprovechar infraestructura ya instalada. Sin incentivos fiscales ni medidas diferenciales, la producción convencional sigue en caída libre, mientras las inversiones se concentran exclusivamente en el shale de Vaca Muerta.

Una pila de proyectos olvidados

Los proyectos no son improvisados ni aislados. Varios de ellos fueron elaborados con el respaldo de técnicos del sector energético y presentados por legisladores de distintas fuerzas. El más reciente es el expediente presentado por Ana Clara Romero que propone un “Régimen de incentivos en actividades destinadas a incrementar la producción de hidrocarburos en yacimientos convencionales maduros”

Una iniciativa casi idéntica presentada por las senadoras Andrea Cristina y Edith Terenzi, que también plantea amortización acelerada, eliminación de aranceles de importación y beneficios en el impuesto a las ganancias. Ambos expedientes llevan meses sin ser tratados.

En 2024, se sumó el proyecto “Régimen de incentivos a la inversión en actividades destinadas a incrementar la producción de hidrocarburos líquidos mediante explotaciones convencionales”, presentado por Carlos Linares.

La iniciativa apunta a generar incentivos focalizados en la producción incremental de hidrocarburos líquidos y beneficios cambiarios para los concesionarios que inviertan en recuperación secundaria o en pozos cerrados. A pesar de su enfoque técnico y viable, tampoco tuvo movimiento parlamentario.

Crown Point se quedó con El Tordillo, en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Sin debate

Otra propuesta sustancial fue la propuesta para crear el “Programa Especial de Promoción de las Inversiones para la Recuperación de la Producción y el Empleo en Cuencas Maduras Convencionales”. La iniciativa también presentada por Ana Clara Romero, incluye metas de crecimiento interanual, condiciones técnicas rigurosas y diferenciales según tipo de operador. El texto ni siquiera fue girado a debate.

Más atrás en el tiempo, pero aún vigente, figura el expediente del ambicioso “Régimen de Promoción de la Industria de Hidrocarburos”. El proyecto de ley fue presentado por Eugenia Alianiello y acompañado por figuras como el actual gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa. Aunque no exclusivo para convencionales, el proyecto habilitaba el acceso a beneficios a quienes inviertan en yacimientos maduros.

Y hay que sumar un proyecto político clave: el “Régimen de Promoción de la Producción de Hidrocarburos mediante Explotación Convencional”, impulsado por Sergio Massa en 2023 cuando era ministro de Economía y candidato presidencial. Esa propuesta tampoco fue tratada en ninguna cámara.

El pulgar abajo para las cuencas maduras

La falta de tratamiento no responde a problemas técnicos ni de agenda legislativa. Legisladores patagónicos de distintas bancadas coinciden en una explicación alarmante: el Gobierno nacional prioriza el desarrollo de Vaca Muerta y evita que se debata cualquier régimen que reduzca la carga impositiva en los yacimientos maduros.

“No quieren tocar la rentabilidad de Vaca Muerta. Temen que un beneficio para los convencionales obligue a revisar los impuestos al shale”, aseguran en la Cámara alta del Congreso de la Nación. La paradoja es que mientras el Congreso promueve leyes para acelerar el shale oil y el GNL, deja en el olvido a las cuencas históricas que sostuvieron durante décadas la producción nacional.

Según los propios fundamentos del proyecto “Programa Especial de Promoción de las Inversiones para la Recuperación de la Producción y el Empleo en Cuencas Maduras Convencionales”, cuatro de las cinco cuencas petroleras del país redujeron su producción en la última década. Entre 2012 y 2022, la cuenca Austral cayó un 51,5%, la Cuyana un 40,1%, el Golfo San Jorge un 22,4% y la del Noroeste un 50,6%. Solo la cuenca Neuquina creció, y lo hizo gracias al shale.

A esto se suma la migración de trabajadores, el cierre de pymes regionales y el envejecimiento de pozos sin planes de recuperación. Todo esto sucede mientras hay tecnología y operadores dispuestos a invertir, siempre que haya un marco regulatorio estable y beneficioso.

El abandono legislativo genera malestar creciente en las provincias productoras. Gobiernos locales, sindicatos petroleros y cámaras empresarias piden un tratamiento urgente. La producción convencional sigue representando más del 40% del total en provincias como Chubut y Santa Cruz. El mensaje es claro: sin un régimen de promoción que sea ley, el declino será irreversible.

YPF evalúa donde perforar tres pozos en Palermo Aike

La exploración de Palermo Aike no se detiene. YPF analiza el mejor lugar para perforar en la roca madre de la Cuenca Austral y continuar investigando sobre un nuevo shale en Argentina.

La compañía avanzaría con tres nuevos pozos en Campamento Este y La Azucena. Así se lo aseguraron los directivos de YPF que participaron del área de exploración a las autoridades de Gobierno de Santa Cruz encabezados por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, acompañado por el secretario de Estado de Hidrocarburos, Juan Carlos Morales; la subsecretaria de Coordinación y Planeamiento Estratégico, Victoria Videla y el director Provincial de Exploración, Emmanuel Quiroga.

Los directivos también analizaron los avances en ejecución de compromisos de trabajo relacionados a los permisos de exploración no convencional en Campamento Este y La Azucena, con su cronograma de tareas y porcentaje de cumplimiento, que alcanzó el 100% para el primer año del período exploratorio.

También detallaron los resultados que produjo la exploración sísmica 2D y 3D, realizadas entre los meses de enero a marzo de este año; las distintas opciones que la compañía evalúa para la perforación de los próximos tres pozos restantes comprometidos, cuya construcción de locaciones se iniciarán en el mes de septiembre.

Asimismo, se dialogó sobre los resultados de las tareas exploratorias en el pozo MAYPA X-1, y en base a esa primera experiencia, las distintas alternativas que buscarán en estos nuevos tres pozos, con una ubicación levemente al este del pozo antes mencionado, entre las que destacaron el cambio de equipo y las nuevas herramientas que deberán soportar temperaturas mayores a 160°.

Una primera experiencia

Tal como informó eolomedia, el pozo Maypa.x-1 fue cerrado por las operadoras después de no obtener los resultados esperados.

El proyecto incluyó la perforación de un tramo vertical piloto hasta 3,574 metros de profundidad. Luego, se avanzó con un tramo horizontal de 1,036 metros dentro de la formación Palermo Aike, una técnica innovadora en la región.

En los resultados presentados por CGC ante la CNV, se destaca que el pozo Maypa.x-1 fue diseñado con un enfoque dual: primero, un tramo vertical para obtener datos geológicos y, luego, un tramo horizontal para maximizar la exposición al yacimiento. Este diseño permitió una evaluación detallada de Palermo Aike.

Durante el ensayo, que duró 102 días, el pozo acumuló 769 m3 de petróleo. Los caudales se estabilizaron entre 16 y 7 m3/día, cifras alentadoras para una formación aún en etapa de exploración. Estos resultados son clave para ajustar futuras actividades en la zona.

Además, se realizaron 12 fracturas shale en el tramo horizontal. Estas operaciones permitieron evaluar la respuesta del yacimiento y obtener datos valiosos para optimizar técnicas de extracción en formaciones similares.

Qué informó YPF

En su reporte anual en la “Securities and Exchange Commission”, YPF destacó que su cartera de exploración onshore “se centra principalmente en proyectos de alto impacto”, como Palermo Aike, considerada la segunda formación de shale en términos de potencial.

“Aunque la productividad del pozo fue baja, la prueba de flujo (flowback) produjo gas natural y condensado, lo que confirmó que el pozo se encuentra en la ventana de madurez de gas natural/condensado”, subrayó la empresa de mayoría estatal.

Palermo Aike: el nuevo foco de exploración

Palermo Aike ganó la atención en los últimos años por su similitud con Vaca Muerta. Su potencial para albergar recursos no convencionales la convierte en un área estratégica para la industria energética argentina.

El pozo Maypa.x-1 no es el único proyecto en la zona. También se realizó una fractura no convencional en el pozo La Paz.a-2, perforado en 1995. Este pozo mostró un aporte inicial de 13 m3/día de petróleo, declinando a 2 m3/día tras 46 días.

Estos datos, combinados con la experiencia del Maypa.x-1, refuerzan el interés en Palermo Aike. Por ahora, los resultados no fueron los esperados por lo que las compañías seguirán explorando el potencial de la hermana menor de Vaca Muerta.