Bloque 127

Los yacimientos Bloque 127, Cañadón León, Cañadón Minerales, Cañadón Seco, Cerro Overo, Cerro Wenceslao, El Cordón, El Huemul–Koluel Kaike, Las Heras, Meseta Espinosa, Meseta Espinosa (CGSJ-10), Meseta Sirven, Piedra Clavada (CGSJ-IV), Sur Piedra Clavada y Tres Picos forman parte de un conjunto de áreas convencionales maduras ubicadas en la Cuenca del Golfo San Jorge, en la provincia de Santa Cruz. Estos activos, que históricamente fueron operados por compañías internacionales y luego por Sinopec Argentina, se encuentran actualmente bajo la operación de CGC Energía, que actúa como operador único, sin participación relevante de consorcios en su estructura actual.

Desde el punto de vista formal, estos yacimientos no constituyen un único proyecto unificado bajo una denominación específica, sino que corresponden a concesiones individuales otorgadas por la autoridad provincial. Sin embargo, en la práctica operativa son gestionados de manera integrada como un cluster de campos maduros, lo que implica la utilización compartida de infraestructura, logística y estrategias de producción. Este enfoque permite optimizar costos y maximizar la recuperación de hidrocarburos en activos que se encuentran en etapas avanzadas de su ciclo de vida productivo.

En términos operativos, se trata de desarrollos convencionales onshore que presentan características típicas de campos maduros, tales como declinación natural de la producción y necesidad de intervenciones continuas para sostener niveles de extracción. En este contexto, la estrategia de explotación se basa principalmente en técnicas de recuperación secundaria, reacondicionamiento de pozos (workover) y mejoras en la eficiencia operativa. La gestión integrada del conjunto de áreas permite a la compañía operar estos activos bajo una lógica de portafolio, en la cual los distintos yacimientos no se analizan de manera aislada, sino como parte de un sistema productivo más amplio.

Este modelo responde a una tendencia observada en la industria hidrocarburífera argentina, en la cual grandes compañías internacionales han desinvertido en activos convencionales maduros, dando lugar a la entrada de operadores independientes que buscan capturar valor a través de la optimización operativa y la reducción de costos. En este sentido, el caso de estos yacimientos en el Golfo San Jorge constituye un ejemplo representativo de consolidación de activos bajo un operador especializado, con foco en la extensión de la vida útil de los campos y la maximización del factor de recuperación. La empresa indica que El 27,3% de nuestra producción de hidrocarburos y 47% de las reservas netas probadas se encuentra actualmente concentrado en la cuenca del Golfo San Jorge. Cuentan con participaciones directas en 15 áreas y operan en aproximadamente 15 yacimientos de petróleo y gas cuyas concesiones vencen entre 2035 y 2037. explotación de campos convencionales maduros, donde la prioridad no es el descubrimiento de nuevos recursos, sino la optimización y extensión de la vida productiva de reservorios ya desarrollados. En este contexto, el objetivo central del trabajo operativo es maximizar el factor de recuperación de hidrocarburos, es decir, incrementar la proporción de petróleo que puede ser extraída de los yacimientos a lo largo del tiempo. Para ello, las empresas operadoras —actualmente CGC en estos activos— implementan estrategias orientadas a sostener la producción frente a la declinación natural característica de este tipo de campos. Estas estrategias incluyen la aplicación de técnicas de recuperación secundaria (como la inyección de agua), la realización de intervenciones en pozos existentes (workover), la reactivación de pozos inactivos y la optimización de instalaciones de superficie.

Asimismo, la gestión integrada de estos yacimientos como un cluster permite reducir costos operativos y mejorar la eficiencia, mediante el uso compartido de infraestructura, logística y servicios. Este enfoque resulta clave en activos maduros, donde los márgenes son más ajustados y la viabilidad económica depende en gran medida de la eficiencia operativa. En este sentido, el objetivo no es solo técnico-productivo, sino también económico: generar flujo de caja positivo a partir de reservas remanentes, con niveles de inversión relativamente acotados en comparación con proyectos de desarrollo nuevos. Desde una perspectiva más amplia, este tipo de operaciones responde a una tendencia estructural de la industria hidrocarburífera, en la cual activos convencionales maduros son transferidos desde grandes compañías hacia operadores independientes, especializados en maximizar su rendimiento en etapas avanzadas del ciclo de vida. En consecuencia, el trabajo en estos yacimientos no apunta a la expansión de la frontera extractiva, sino a la gestión eficiente de recursos existentes, prolongando su vida útil y contribuyendo al sostenimiento de la producción regional.

En la Provincia de Santa Cruz, la actividad hidrocarburífera se encuentra regulada por el marco nacional establecido por la Ley N.º 17.319 de Hidrocarburos, sus modificaciones, entre ellas la Ley N.º 27.007, y la Ley de Bases N.º 27.742. A nivel provincial, resulta aplicable la normativa específica de hidrocarburos de Santa Cruz, que regula las actividades dentro de la jurisdicción provincial. En materia ambiental, las operaciones deben cumplir con los presupuestos mínimos establecidos por la Ley N.º 25.675 de Política Ambiental Nacional, junto con la normativa ambiental provincial correspondiente.

A fines de 2024, CGC Energía S.A.U. fue absorbida por su propia empresa hermana, Compañía General de Combustibles S.A. (CGC). Esto significa que, como entidad separada, CGC Energía S.A.U. dejó de existir, fusionándose en una empresa más grande. La empresa indica que las actividades de producción y desarrollo en la Cuenca Austral se llevan a cabo en cumplimiento de 26 concesiones de explotación y 3 permisos de exploración, que vencen entre 2026 y 2058 y representan más del 67% de su producción total y base de reservas. La financiación de Compañía se basa en una estructura que combina el acceso recurrente a los mercados de capitales (tanto local como internacional), el endeudamiento bancario y el fuerte soporte de sus accionistas mediante aportes de capital. A finales de 2025, la empresa mantenía una estrategia de desendeudamiento y refinanciación para mejorar su perfil de vencimientos. Composición de la Deuda (al cierre de septiembre 2025): Obligaciones Negociables (ON): 68% (representan la mayor parte del fondeo, con emisiones en el mercado local e internacional). Deuda Bancaria: 22% (incluye préstamos sindicados y líneas bilaterales).

Otras Deudas Financieras: 9%. Deuda con Relacionadas: 1%. Adicionalmente, Dividendos de Midstream: CGC utiliza el flujo de fondos proveniente de sus inversiones en transportadoras de gas (TGN, GasAndes y TGM) para reforzar su liquidez. En 2025, recibió USD 74 millones por este concepto. Las ON Clase 23 (USD 100 millones) se emitieron específicamente para financiar inversiones de explotación y exploración en esta cuenca. Las ON Clase 27 (USD 76,9 millones) tuvieron como destino el financiamiento de actividades tanto en la Cuenca Austral como en la del Golfo San Jorge.

Palermo Aike: Los gastos de exploración en este yacimiento no convencional (como los pozos no exitosos reportados en 2025) se imputan a los resultados operativos, financiados con el flujo generado por las operaciones. Acuerdos con YPF: En el marco de su entrada en Vaca Muerta, CGC otorgó a YPF un derecho de preferencia para la compra de crudo, recibiendo un pago único de USD 50 millones que contribuyó a su posición financiera. Por su parte, la Entidades detrás del Préstamo Sindicado (refinanciado recientemente) son: Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U. (ICBC): Actúa como prestamista y agente administrativo. Banco Santander Argentina S.A. Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U.; Citibank, N.A. (Sucursal establecida en la República Argentina). Banco de Valores S.A.; Nuevo Banco de Santa Fe S.A.; Banco de Santa Cruz S.A.; Banco Hipotecario S.A. (incorporado en agosto de 2024). ON: 68%. Deuda Bancaria: 22% (Participan en un préstamo sindicado: ICBC, Santander, Galicia, Citibank, Valores, Santa Fe, Santa Cruz e Hipotecario). Otras Deudas Financieras: 9% Deuda con Relacionadas: 1%.

La operación del yacimiento Bella Vista Oeste supone riesgos socioambientales particulares, acentuados por la historia de abandono y deterioro que sufrió el yacimiento.

El riesgo ambiental más inmediato es la pérdida de integridad de ductos e instalaciones envejecidas, muchas de las cuales permanecieron fuera de servicio y expuestas a las condiciones climáticas extremas de la zona durante el período post-Sinopec. La corrosión interna, acelerada por la salinidad del agua de producción, representa una amenaza permanente de derrames que pueden salinizar suelos y afectar la vegetación nativa patagónica.

El riesgo climático es estructural: el temporal de marzo de 2017 demostró la vulnerabilidad del área ante eventos meteorológicos extremos, que pueden paralizar la producción, dañar ductos y caminos, y forzar evacuaciones de personal. La zona costera hacia el este y la topografía cortada por cañadones potencia el riesgo de aludes de barro y erosión hídrica en caso de lluvias extraordinarias o deshielos.

Socialmente, la historia del yacimiento genera tensión latente: el abandono irresponsable de Sinopec dejó a 45 trabajadores sin empleo y sin indemnizaciones, creando un antecedente de desconfianza de la comunidad local y los gremios respecto a los operadores. Existe riesgo de conflictividad laboral y de oposición de superficiarios rurales ante eventuales incidentes o cambios operativos.

Capex participa de procesos judiciales ordinarios vinculados a reclamos laborales y de terceros, inherentes a la operación de yacimientos maduros. El conflicto preexistente con el anterior operador Sinopec fue principalmente de índole laboral y ambiental (incumplimiento de obligaciones de cierre y remediación), gestionado por la Provincia y Petrominera antes del traspaso a Capex.

Los principales antecedentes socioambientales del área corresponden a conflictos laborales y a pasivos ambientales asociados a la anterior operación de Sinopec. El antecedente de su salida en 2017 generó una mayor sensibilidad de la comunidad, los sindicatos y las autoridades provinciales respecto del cumplimiento de las obligaciones ambientales y laborales por parte de los actuales operadores.

En materia laboral, el Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut mantiene un seguimiento sobre el cumplimiento de los compromisos de Capex y la estabilidad del empleo en el área, en un contexto de presión sindical asociado a los antecedentes de despidos y reducción de actividad de Sinopec. En materia ambiental, en octubre de 2025 la Secretaría de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable de Chubut realizó inspecciones en los yacimientos Diadema y Bella Vista Oeste, operados por CAPSA/CAPEX, en las que se detectaron incidentes ambientales y se iniciaron los correspondientes sumarios administrativos, junto con requerimientos de remediación. Estos procedimientos constituyen una instancia administrativa y no implican, por sí mismos, la existencia de causas judiciales.

Por otra parte, la salida de Sinopec dejó obligaciones de remediación en Bella Vista Oeste, incluyendo tareas sobre aproximadamente 50 piletas de petróleo. No se identificaron en las fuentes consultadas causas judiciales formalizadas contra la compañía por daño ambiental en el área, por lo que el tratamiento del pasivo habría avanzado principalmente por la vía administrativa y mediante acuerdos con la Provincia. Finalmente, la Ley XI N.º 85 de Gestión Sustentable de Pasivos Ambientales, reglamentada por el Decreto 1218/24, establece un marco relevante para las transferencias de concesiones, al prever la responsabilidad solidaria del cedente y el cesionario en determinados supuestos cuando no se acredita adecuadamente el estado ambiental del área. Este régimen resulta relevante para evaluar la eventual exposición de los actuales operadores frente a pasivos ambientales preexistentes.