Tecnología y convencional
Ali Moshiri se retiró de Chevron en 2017, después de 39 años.
Había llegado como ingeniero de reservorios en 1978 y salió como presidente de la división de África y América Latina, con el acuerdo de Loma Campana —u$s 1.200 millones con YPF en 2013, el primero que rompió el aislamiento de Vaca Muerta— como el hito más citado de su trayectoria. Desde entonces construyó una agenda propia.
En 2019 fundó Amos Global Energy Management (AGEM), corporación de Delaware con base en Houston, con un mandato preciso: identificar, adquirir y gestionar activos upstream subvalorados en América Latina. La tesis es consistente en todos los frentes en los que opera: entrar donde el capital institucional de escala no llega —por razones regulatorias, políticas o de percepción de riesgo— y extraer valor mediante mejora operativa y recuperación de reservas. En Venezuela, AGEM adquirió los activos de Sinopec en PetroParia, joint venture en el Golfo de Paria, y articula junto a Gramercy Funds Management un fondo de u$s 3.000 millones para proyectos petroleros en ese país, condicionado al levantamiento de sanciones. En Argentina intentó, sin concretar, un acuerdo con Gas y Petróleo del Neuquén para ingresar a Vaca Muerta en 2019. Ahora llega por otra vía.
Pronto será oficial: AGEM se asoció con Doris Capurro —ex vicepresidenta de YPF entre 2012 y 2015, cargo desde el que condujo los asuntos institucionales durante el proceso que culminó en el acuerdo con Chevron— y con la operadora patagónica Roch para tomar 3 áreas convencionales en Santa Cruz.
La iniciativa se canaliza a través de "Roch Proyectos S.A.U.", vehículo que integra además al fondo estadounidense Explorador, cuya identidad pública no ha podido ser confirmada por Shale24.
Los bloques son Cañadón Yatel, El Guadal–Lomas del Cuy y Cerro Piedra–Cerro Guadal Norte, todos en el sector norte de la provincia sobre la cuenca del Golfo San Jorge. Las 10 áreas cedidas por YPF a FOMICRUZ (Fomento Minero de Santa Cruz) producían en conjunto cerca de 27.760 barriles diarios en septiembre de 2025, antes de la caída adicional registrada durante el período de transición operativa. Los 3 bloques adjudicados a Roch Proyectos representan una parte de ese volumen total.
Al consorcio, Capurro aporta trayectoria y red. Tras dejar YPF en 2015 fundó LUFT Energía, fondo de inversión energética que participó en el armado del primer parque eólico adjudicado bajo el programa RenovAr y que opera asociado a Pampa Energía y al fondo de private equity estadounidense Castlelake. Su ingreso al upstream convencional patagónico representa un giro de cartera: del viento al crudo maduro. Roch, por su parte, acumula décadas de operación en la cuenca y una red de proveedores locales activa, lo que reduce los costos de movilización y puesta en marcha de nuevas campañas.
Los bloques llegaron al consorcio luego de que YPF los cediera en junio de 2025 a FOMICRUZ, la empresa de energía de la provincia, como parte de su estrategia 4x4, que concentra los recursos de la compañía en el no convencional neuquino. Para YPF, que opera pozos de shale con costos de extracción que en las áreas más eficientes de Vaca Muerta se ubican por debajo de los 10 dólares por barril, los campos maduros del Golfo San Jorge dejaron de encajar en la cartera. Para un operador con estructura de costos fija ya amortizada por décadas de presencia en la cuenca, la ecuación admite otra lectura.
La expectativa por la tecnología
Detrás de la operación hay una premisa técnica precisa. La cuenca lleva más de un siglo de extracción y exhibe un factor de recupero que no alcanza el 30%: cerca de 70 de cada 100 barriles originalmente en el reservorio permanecen en el subsuelo. El 56% de la producción actual ya utiliza recuperación secundaria por inyección de agua para mantener presión y desplazar hidrocarburo hacia los pozos productores. El paso siguiente es la recuperación terciaria —EOR (Enhanced Oil Recovery, o recuperación mejorada de petróleo)—, que en el Golfo San Jorge se implementa principalmente mediante inyección de polímeros para mejorar la eficiencia volumétrica de barrido. Capsa en Diadema y Pampa del Castillo, y el programa de polímeros que YPF desarrolló en Manantiales Behr antes de cederlo, son los antecedentes de referencia en la cuenca.
La infraestructura de la cuenca está instalada y amortizada, una ventaja que no siempre aparece en las comparaciones con Vaca Muerta. Plantas de tratamiento, baterías, sistemas de recolección y más de 5.000 km de ductos interconectados reducen sustancialmente el costo de puesta en producción de cada pozo adicional. El crudo del sector norte de Santa Cruz es Escalante —pesado, bajo contenido en azufre— con mercados de exportación consolidados en la costa atlántica patagónica.
El problema operativo central que Roch Proyectos deberá gestionar es el corte de agua. En los yacimientos más maduros del Golfo, la relación agua-petróleo supera el 94%: por cada barril de crudo extraído se producen más de 15 de agua. Seleccionar los mejores pozos para reinyección, calibrar la inyección cíclica con menor presión, optimizar el manejo del volumen producido —esa es la diferencia entre una curva de declino frenada y una en caída libre.
Moshiri anticipó el rumbo en declaraciones publicadas en enero de 2026: «El abril pasado nos encontramos con Doris después de años. Ella tiene un fondo de inversión y nos propuso invertir en 3 campos convencionales de YPF en Santa Cruz. Hoy somos socios en esos tres campos. Así que, aunque dejé Chevron con Vaca Muerta, estoy volviendo con el convencional». La estrategia de AGEM replica en el Golfo San Jorge la misma tesis que aplica en Venezuela y que intentó en Neuquén: activos con margen de recuperación técnica, en geografías o contextos que el capital de escala ya descartó. El precio del crudo, traccionado por el conflicto en Medio Oriente, abre una ventana que hace financieramente viable lo que antes no cerraba. Para Moshiri, ese es el momento de entrar.