Chulengo

El yacimiento Chulengo integra la concesión Cerro Dragón, operada por Pan American Energy (PAE), y se localiza en el sector occidental del área. Históricamente constituye un activo convencional maduro y de producción marginal, sujeto a recuperación secundaria, con reservorios productivos de la Formación Bajo Barreal Inferior. En los últimos años, PAE identificó un potencial adicional en la Formación D-129, a partir de estudios sísmicos, información de pozos preexistentes y análisis geoquímicos, que permitieron identificar intervalos de shale con características favorables para el desarrollo de gas no convencional. En abril de 2025, mediante el Decreto Provincial N.º 340/2025, Chulengo fue incorporado junto con Anticlinal Grande–Cerro Dragón y Cerro Tortuga–Las Flores a la reconversión de la concesión de Cerro Dragón al régimen de Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH). Los estudios realizados por PAE identificaron en la D-129 intervalos de shale de entre aproximadamente 50 y 100 metros de espesor, en algunos sectores superiores, dentro de una ventana de madurez asociada a gas húmedo y/o gas condensado y a profundidades de hasta 3.500 metros. La reconversión habilita así una nueva etapa de evaluación y eventual desarrollo no convencional del área, manteniéndose simultáneamente la posibilidad de continuar con la explotación convencional complementaria.

La actividad hidrocarburífera en Chubut se encuentra regulada principalmente por la Ley XVII N° 102 (Hidrocarburos), modificada por la Ley XVII N° 154/2024, que establece el dominio provincial sobre los yacimientos y regula su exploración, explotación y adjudicación. La normativa se complementa con el Decreto 91/2013 y otras disposiciones vinculadas a la promoción de la actividad. En el caso específico de Pampa del Castillo–La Guitarra, la concesión se rige por los Decretos 318/18 y 512/18 y fue transferida a Capex; el Decreto 556/2024 establece su vencimiento el 1 de noviembre de 2046, mientras que la Resolución CONC. 1649 autorizó la operación de concentración económica vinculada con la adquisición del área. Asimismo, el Decreto 33/2022 incorpora proyectos de recuperación terciaria al régimen de fomento y permite, en determinados casos, reducir las regalías al 6% sobre la producción incremental.

En materia ambiental, resulta aplicable la Ley XI N° 35 (Código Ambiental de Chubut), junto con el Decreto 185/09, que establece el procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental y audiencia pública. La regulación se complementa con los Decretos 1003/16 y 1005/16 sobre residuos petroleros, el Decreto 1540/16 sobre protección de aguas y aire y vertidos, el Decreto 1151/15 sobre incidentes ambientales y la Resolución 58/2024 sobre emisiones de metano del sector hidrocarburífero. En materia hídrica, son aplicables la Ley XVII N° 53 (Código de Aguas), la Ley XVII N° 88 (Política Hídrica Provincial) y el Decreto 1567/09, que establece el Registro Hidrogeológico Provincial.

Esta empresa cuenta con un mix de financiamiento para financiar planes de inversión, adquisición de activos para refinación, capital de trabajo o repago de deuda de corto plazo. Aunque no se logra diferencia por yacimiento. En este sentido, se destaca que a 2025, la principal fuente de financiamiento eran flujos propios (por casi el 65%) mientras que el restante 35% estaba conformado por deudas financieras (Oblogaciones Negociables y préstamos bancarios). Asimismo, Pan American Energy S.L. garantiza la totalidad de la deuda internacional (USD 640 millones en ON y USD 250 millones en préstamos) y el nuevo crédito sindicado de 2025. En 2025, la empresa emitió ON locales por USD 446,4 millones y firmó un préstamo sindicado con ICBC y Bank of China por USD 250 millones (ampliables a USD 300 millones) con vencimiento en 2030. Los préstamos bancarios ascienden a USD 2.039 millones. Esta cifra representa aproximadamente el 48,8% de la deuda financiera total de la sucursal argentina, la cual suma USD 4.173 millones. www.fixscr.com

Los yacimientos analizados en la Cuenca del Golfo San Jorge comparten un conjunto de riesgos ambientales y sociales que, en gran medida, responden a características estructurales propias de la región y del tipo de explotación hidrocarburífera desarrollada. En este sentido, dichos riesgos no son exclusivos de un operador en particular, sino que resultan inherentes a la producción convencional onshore en campos maduros, lo que permite considerarlos como riesgos a nivel de cuenca.

Desde el punto de vista ambiental, uno de los principales riesgos está asociado a la posible contaminación de suelos y aguas subterráneas, derivada de derrames de hidrocarburos, fallas en la integridad de los pozos o deficiencias en la gestión de efluentes. Este riesgo se ve acentuado en campos maduros, donde la infraestructura presenta mayores niveles de desgaste y requiere intervenciones constantes. Asimismo, la gestión de pasivos ambientales —incluyendo pozos abandonados o instalaciones en desuso— constituye un desafío relevante en términos de remediación y monitoreo a largo plazo.

Otro aspecto significativo es el de las emisiones atmosféricas, en particular la liberación de metano y otros gases de efecto invernadero asociados a la operación de los yacimientos. Si bien se trata de desarrollos convencionales, las ineficiencias operativas en campos maduros pueden incrementar la huella de carbono, especialmente en contextos de baja inversión. A ello se suma el impacto sobre el suelo y la biodiversidad, vinculado a la ocupación territorial, la fragmentación del hábitat y la presencia de infraestructura dispersa.