El 12 de marzo, en el cierre del Argentina Week que IDEA organizó ante más de 800 referentes financieros y energéticos en Nueva York, Horacio Marín repasó el mapa exploratorio de YPF fuera de Vaca Muerta: dos pozos en la «lengua mendocina», un nuevo pozo en Palermo Aike en Santa Cruz, y una frase que no pasó inadvertida entre los chubutenses presentes en la sala. «Proyectamos explorar el potencial del D-129 en Chubut», dijo el presidente y CEO de la compañía.
Sin cronograma, sin precisiones técnicas. La declaración llegó tres semanas después de que YPF formalizara la cesión de su último activo relevante en la Cuenca del Golfo San Jorge, lo que le dio a la frase un peso específico que la volvió difícil de ignorar.
El convencional ya tiene nuevo operador
El 19 de febrero, el directorio de YPF aprobó el traspaso del 100% de la concesión de explotación convencional de Manantiales Behr a PECOM Servicios Energía S.A.U. y su afiliada San Benito Upstream S.A.U., en el marco del Proyecto Andes de cesión de activos convencionales.
La operación incluye también las concesiones de transporte sobre tres oleoductos: El Trébol–Caleta Córdova, Km. 9–Caleta Córdova y Manantiales Behr–Cañadón Perdido. Al tercer trimestre de 2025, el bloque producía alrededor de 25.000 barriles diarios de petróleo y 0,4 millones de metros cúbicos de gas.
Para la empresa de los Pérez Companc, la incorporación consolida una plataforma de más de 35.000 barriles diarios en Chubut, al sumar Manantiales Behr a los clústeres Campamento Central–Cañadón Perdido y El Trébol–Escalante, adquiridos en 2024. El regreso al upstream hidrocarburífero —21 años después de haber vendido sus activos locales a Petrobras— tiene con esta operación otra dimensión: semanas después del cierre, el grupo inyectó u$s 150 millones de capital adicional a PECOM, según informó la compañía a la Comisión Nacional de Valores.
El precio definitivo de la transacción no fue confirmado por ninguna de las partes, aunque fuentes del mercado financiero lo ubican en torno a u$s 400 millones —cifra que correspondía a la oferta de PECOM en la licitación original, notablemente inferior a los u$s 575 millones que había presentado Limay Energía del Grupo Rovella Capital antes de quedarse sin financiamiento para el cierre.
La cesión requiere todavía la aprobación formal del gobierno de Chubut, que tiene potestad sobre cualquier transferencia de concesión en su territorio. El gobernador Ignacio Torres siguió el proceso desde el inicio y fue parte de la delegación provincial en Nueva York, donde escuchó de primera mano el anuncio de Marín sobre el D-129.
La roca que YPF podría haberse reservado
En la industria, la pregunta concreta que circula es si YPF incluyó en el contrato de cesión a PECOM alguna reserva de derechos sobre los recursos no convencionales del área. Esa información no es pública. Pero el mecanismo regulatorio que haría posible tal reserva ya tiene antecedente en la misma provincia y con la misma lógica.
En abril de 2025, Torres habilitó por decreto la reconversión de Cerro Dragón a una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), con plazo de 35 años extensible hasta 2070. El instrumento se apoya en el artículo 27 bis de la Ley Federal de Hidrocarburos 17.319 y en el decreto nacional 1057/24, que permite a los titulares de concesiones solicitar esa reconversión cuando demuestran la existencia de recursos no convencionales en su área.
La idea de fondo de una explotación dual es precisamente esa separación por profundidad: una empresa opera el convencional en los niveles superiores mientras otra desarrolla el shale en las formaciones más profundas. Bajo esa lógica, una Unión Transitoria de Empresas entre YPF y PECOM —o incluso una actuación de YPF como solicitante individual de la CENCH sobre el D-129 en el área de Manantiales Behr— sería técnicamente viable si el contrato de cesión lo contempla.
En el Argentina Week, el propio Jorge Ávila, titular del sindicato petrolero de Chubut y diputado nacional, que integró la delegación provincial junto a Torres, había anticipado esa lectura meses atrás en la Expo Oil & Gas de septiembre: «Si YPF no vendió las áreas profundas y vendió nada más que la superficie de arriba, quiere decir que ellos también saben que abajo puede haber algo».
Lo que PAE ya probó en la D-129
El argumento técnico para ese interés tiene sustento. En el segundo trimestre de 2025, Pan American Energy perforó el primer pozo horizontal en la formación D-129 dentro de Cerro Dragón: 2.347 metros de profundidad vertical, 1.500 metros de rama horizontal y 25 etapas de fractura hidráulica espaciadas cada 60 metros. Los resultados confirmaron gas húmedo —más valioso que el gas seco por los líquidos de gas natural asociados— y condiciones de sobrepresión favorables para la productividad no convencional. Fausto Caretta, managing director de upstream de PAE, resumió el desafío técnico en el evento Chubut Energía 2050: «Esto hace 12, 13 años capaz que no se podía haber hecho. Hoy podemos geonavegar pozos a 3.500 metros, identificar con precisión el shale y caracterizarlo mucho mejor».
A su vez, Marcos Bulgheroni fue más lejos en Nueva York. El CEO de PAE —que además confirmó el primer contrato de suministro de GNL con SEFE, que describió como la mayor comercializadora de gas de Europa— comparó el potencial del D-129 con la formación Marcellus, en Pennsylvania, que el sector posiciona como la más productiva de gas no convencional de Estados Unidos. La referencia no fue casual: es la manera en que la industria le comunica a los inversores internacionales que una formación tiene posibilidades de escala real, no solo de viabilidad técnica puntual. En ese marco, el Brent cotizaba alrededor de u$s 101 por barril al momento de elaboración de esta nota, sostenido por el cierre del Estrecho de Ormuz, y la presión global para diversificar la oferta de gas vuelve más urgente cada cuenca que pueda sumar volumen.
El modelo que mira Chubut
La referencia regulatoria que maneja Torres es la de Alberta y British Columbia, en Canadá, donde la legislación permite asignar derechos sobre el subsuelo considerando distintas formaciones geológicas o profundidades dentro del mismo bloque. En la cuenca Western Canada, distintas operadoras desarrollan simultáneamente reservorios a diferentes profundidades: una empresa produce shale mientras otra trabaja los recursos convencionales suprayacentes. El esquema no solo amplía la producción total; también aprovecha la infraestructura de superficie existente y distribuye el riesgo de inversión entre actores con perfiles distintos.
En ese marco, la adaptación al caso argentino requeriría que el contrato YPF-PECOM ya contemple esa separación, o que Chubut instrumente una figura específica. Torres dejó entrever esa posibilidad al señalar su interés en sumar empresas estadounidenses que se asocien con operadoras locales para el no convencional.
Lo que viene es la lectura del contrato. Si YPF se reservó el D-129, la provincia tendrá que decidir si aprueba ese esquema junto a la transferencia del convencional a PECOM, o si lo condiciona a compromisos de inversión adicionales. Chubut autorizó la salida de YPF del convencional; la pregunta que quedó flotando en Nueva York es si también abrirá la puerta para que perfore, a mayor profundidad, en el mismo bloque.