Shale en Chubut
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, tomó la palabra ante el auditorio del Centro de Convenciones Domuyo.
Habían transcurrido cuatro jornadas de exposiciones técnicas en el V Simposio de Exploración y Producción de Recursos No Convencionales, organizado por la Society of Petroleum Engineers Argentina, cuando el ejecutivo pronunció la frase que terminó de condensar el debate sobre el futuro shale del Golfo San Jorge: «No voy a ser el que lo va a explorar; que lo explore otro».
La declaración repercutió en Comodoro Rivadavia apenas veinticuatro horas después y reconfiguró el mapa exploratorio de toda la cuenca. En el contrato de cesión, YPF conservó los derechos sobre la formación D-129, la roca madre del Golfo San Jorge que la prensa especializada suele comparar con Vaca Muerta.
La compañía cedió la explotación convencional de Manantiales Behr al Grupo Pérez Companc, vehículo PECOM Servicios Energía y San Benito Upstream, por u$s 410 millones, según el hecho relevante presentado a la Comisión Nacional de Valores el 18 de febrero.
El ingreso formal del nuevo operador estaba previsto para el 1 de mayo. Pero la decisión de Marín de no ejercer los derechos profundos abre una ventana que el sector lee con tres preguntas: quién, cuándo y bajo qué arquitectura societaria.
El filtro económico
Cada pozo exploratorio en la formación D-129 exige una inversión considerablemente mayor que en Vaca Muerta. Pan American Energy informó una inversión de u$s 40 millones para el segundo pozo de su piloto en Cerro Dragón, según un comunicado oficial difundido en octubre de 2025.
Por su parte, el Ministerio de Hidrocarburos de Chubut estimó un costo cercano a los u$s 30 millones por pozo exploratorio en declaraciones, frente a los u$s 15 millones que demanda hoy un pozo equivalente en la cuenca neuquina. El doble.
En marzo, Daniel Dreizzen sostuvo que el breakeven por pozo ubica a Vaca Muerta entre los desarrollos shale más competitivos del mundo. Bajo esa referencia, un pozo en la D-129 —con costos duplicados y apenas un año de track record— requiere una prima de riesgo geológico que YPF, al menos por ahora, no está dispuesta a asumir.
La dimensión financiera resulta central. PAE ya comprometió u$s 250 millones en un piloto de cinco pozos y la recuperación terciaria mediante polímeros, un capex destinados únicamente a validar la geología antes de avanzar hacia una etapa de desarrollo masivo.
A ese desafío económico se suma una limitación operativa que, hoy, sólo PAE parece estar en condiciones de resolver por escala. La cuenca CGSJ no cuenta con equipos de perforación aptos para ramas laterales de 3.000 metros, por lo que deben trasladarse desde Vaca Muerta o importarse del exterior. El propio ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, advirtió que la disponibilidad de esos equipos depende de la capacidad liberada por la actividad neuquina y de la curva de demanda del principal play shale del país.
En conjunto, esas restricciones configuran un primer filtro de entrada: capital intensivo, expertise en perforación horizontal multifracturada y tolerancia al riesgo exploratorio. Tres condiciones simultáneas. Hoy, PAE las reúne. Sus competidores en el Golfo San Jorge, no.
El mapa post-Plan Andes
El Plan Andes de YPF aceleró la consolidación convencional en CGSJ. La cesión de Manantiales Behr a PECOM dejó a la compañía de los Pérez Companc con más de 35.000 barriles diarios en Chubut tras integrar Campamento Central, El Trébol y Escalante.
El plan declarado de inversión es u$s 110 millones más u$s 300 millones de OPEX, y contempla un equipo perforador, dos workover, cuatro pulling, un flush by y diecisiete plantas de polímeros. Todo apunta a optimizar lifting cost en un yacimiento maduro.
Crown Point cerró el otro vértice del mapa. La firma con sede en Calgary compró el 95% de El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga a Tecpetrol, YPF y Pampa Energía por u$s 57,9 millones. Sus áreas producen 4.600 barriles diarios y heredan una concesión vigente hasta 2047. El perfil corporativo de Crown Point es el mismo que el de PECOM: optimización convencional, sin programa shale anunciado en CGSJ.
CGC, Capsa, Roch, Quintana, Bentia, Nova Energy Argentina. Operadores chicos, perfiles convencionales, sin track record de exploración no convencional. La salida de DLS Archer del Golfo San Jorge en febrero, cubierta por Shale24, completó el cuadro de actores con apetito de expansión.
La mesa está servida para la operación pero no para la exploración profunda. El patrón se replica en Cuenca Neuquina con Continental Resources tomando lo que liberan ExxonMobil y Pluspetrol, y en Cuenca Cuyana con Pluspetrol cediendo a PECOM. La diferencia del Golfo San Jorge es estructural: ningún operador con perfil shale entra detrás de los que salen.
El filtro provincial
Hay un segundo mapa que el sector tiende a subestimar. Chubut es la dueña del recurso. El Ministro Ponce lo dijo sin rodeos: «cualquier cambio en el criterio de extracción debe necesariamente ser aprobado por la provincia». La reconversión de Cerro Dragón a Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos, autorizada por decreto provincial en abril de 2025 bajo el régimen Ley 17.319 más Decreto 1057/24, marcó el precedente. La provincia define los términos.
Ponce planteó tres condiciones provinciales explícitas para cualquier nuevo solicitante. Estudios geológicos previos demostrables, capital genuino, plan concreto de inversión. Y un cuarto criterio implícito: la provincia descarta avalar maniobras especulativas o comerciales que no se traduzcan en beneficio real para Chubut.
El gobernador Ignacio Torres acompañó la lectura desde el comienzo del proceso de cesiones, e incorporó como referencia regulatoria el esquema de Alberta y British Columbia, donde la legislación canadiense permite asignar derechos sobre el subsuelo considerando profundidades distintas dentro de un mismo bloque. La cesión de Manantiales Behr a PECOM con derechos profundos retenidos por YPF replica esa lógica.
El cruce de los dos filtros, el económico y el provincial, deja a PAE como el único operador que pasa los seis criterios simultáneamente dentro de la cuenca. PECOM no cumple el primer filtro. Crown Point tampoco. Los operadores menores no cumplen ninguno.
Lo que muestra el piloto
Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó en abril de 2025 durante el acto realizado en Trelew para anunciar la reconversión de Cerro Dragón: «Hoy somos los primeros en explorar la cuenca con objetivo shale». La definición era precisa entonces. Trece meses después, continúa siéndolo.
La compañía perforó en 2024 el primer pozo horizontal multifracturado de toda la cuenca CGSJ, con una rama lateral de 1.500 metros y veinticinco etapas de fractura. El segundo pozo comenzó a perforarse en noviembre de 2025 con un equipo DLS-160 importado: una rama vertical de 3.700 metros y un tramo horizontal de 3.000 metros, acompañado por cincuenta etapas de fractura previstas para este año. El programa piloto se completará con otros tres pozos ya comprometidos.
Ese segundo pozo aportó un dato que todavía resuena en el sector privado. Las pruebas de flowback realizadas hacia fines de 2025 registraron caudales iniciales de entre 1 y 2 millones de pies cúbicos diarios, un rendimiento que duplicó las proyecciones internas más conservadoras de PAE. El resultado abrió la posibilidad de un desarrollo no convencional en una cuenca que hasta hace poco era leída como un sistema en declinación administrada.
La validación definitiva, sin embargo, todavía depende de los próximos pasos. Si los tres pozos restantes replican el comportamiento del segundo, el horizonte de la formación D-129 podría redefinirse por completo. Si no ocurre, el Golfo San Jorge probablemente continúe orbitando alrededor de un modelo convencional optimizado mediante recuperación terciaria con polímeros.
Lo que falta
Aparece entonces la pregunta que el propio Marín dejó planteada al delegar la exploración. Si ningún operador externo avanza antes del cierre del piloto de PAE en 2027, los derechos profundos retenidos por YPF ingresarán en una zona gris.
Se abren tres caminos posibles: que YPF solicite directamente la reconversión a CENCH bajo el mismo marco que habilitó Cerro Dragón; que conforme una Unión Transitoria con PECOM o con un socio externo que aporte capital y know how; o que transfiera esos derechos a un tercero.
La definición de esa arquitectura no es menor: determinará si el riesgo geológico queda en manos del Estado, a través de YPF; si lo asume un nuevo actor privado; o si se distribuye bajo un esquema de joint venture.