Tomaron posesión del área
YPF y el grupo Pecom cerraron en las últimas horas la cesión del 100% del yacimiento convencional Manantiales Behr, en la provincia de Chubut. Esta cesión incluye la concesión de transporte de hidrocarburos asociada y los tres oleoductos vinculados al área. La operación había sido anunciada el 18 de febrero por ambas compañías.
La estructura societaria del comprador combina dos vehículos del Grupo Perez Companc: por un lado Pecom Servicios Energía, que tomó el 51% y, por otro, San Benito Upstream, parte relacionada, el 49% restante.
Según pudo saber Shale24, los activos transferidos incluyen la concesión de explotación, los oleoductos El Trébol–Caleta Córdova, Km. 9–Caleta Córdova y Manantiales Behr–Cañadón Perdido, y la compra parcial de stock de materiales en los almacenes de Manantiales Behr y Km20. También fue confirmado que Pecom tomó posesión del área.
Por el lado de YPF, la operación se enmarcó en su Plan 4x4, que tiene como una de sus palancas la optimización del portafolio Upstream.
En la petrolera precisaron que la estrategia se sostiene "con foco en las actividades e inversiones en campos no convencionales, con el objetivo último de maximizar el valor para la Compañía, sus accionistas e inversores". El precio final de la operación no fue informado, aunque había trascendido una cifra en torno a u$s 410 millones, tras la rescisión del contrato firmado en enero con Rovella Capital, Limay Energía y Venoil S.A. por u$s 575 millones.
La cadencia de mayo: tres “closings” en veintiún días
El cierre de Manantiales Behr completa tres operaciones de portafolio de YPF en menos de tres semanas, todas dentro del Plan 4x4.
El 30 de abril se formalizó la cesión del Hub Sur con Pluspetrol —Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas— por la que YPF consolidó el 100% del bloque shale. Entre el 6 y el 7 de mayo cerró la triangulación con Vista Energy y los activos de Equinor en Bandurria Sur y Bajo del Toro, que llevó la participación de YPF al 44,9% en el primer bloque y al 65% en el segundo. El cierre de hoy completa la secuencia con el primer movimiento de signo opuesto: la salida de un activo convencional maduro para liberar capital hacia no convencional.
La cadencia muestra el Plan 4x4 en una fase de ejecución avanzada y simultánea en ambos sentidos. Dos closings entrantes de consolidación accionaria sobre activos shale tier-1, uno saliente de desinversión convencional, todos en el rango temporal de tres semanas. La pregunta abierta es cuántos activos convencionales más quedan pendientes en la lista de desinversiones que YPF anunció en 2023.
Pecom + San Benito Upstream: el portafolio convencional que se está armando
Para el grupo Perez Companc, Manantiales Behr es la pieza más visible de un portafolio convencional construido en menos de cien días.
El 28 de abril, San Benito Upstream cerró la adquisición a Pluspetrol de tres áreas en Cuenca Cuyana y Cuenca Neuquina norte: El Corcobo, Gobernador Ayala y CNQ-7A, en Mendoza y La Pampa. Con el cierre de hoy, el grupo opera en simultáneo dos clústers convencionales: Cuenca Golfo San Jorge —con Manantiales Behr como activo ancla— y el cluster norte de Cuenca Neuquina y Cuyana.
El patrón replica la lógica que se viene observando en el segmento convencional argentino desde fines de 2025.
Las exportadoras y operadoras shale —YPF, Pluspetrol— liberan activos convencionales maduros para concentrarse en Vaca Muerta y en el ramp-up exportador.
Operadoras especializadas con expertise en factor de recobro y recuperación secundaria —Pecom, San Benito Upstream, Continental Resources, Roch Proyectos— absorben los activos. Pecom queda hoy posicionado como uno de los nombres a seguir entre los consolidadores convencionales emergentes, pero el mercado todavía no termina de mapearlo como nuevo top.
Manantiales Behr es uno de los yacimientos convencionales más maduros de la Cuenca Golfo San Jorge —entró en producción en la década del cincuenta y opera bajo recuperación secundaria con inyección de agua desde hace décadas.
El desafío técnico que hereda Pecom no es la perforación de pozos nuevos sino el sostenimiento del factor de recobro: optimización de patrones de inyección, workover sobre pozos productores y eventualmente recuperación terciaria. La curva de declino natural del bloque es la métrica que define el espacio de inversión disponible para los próximos doce meses.