Coiron Amargo Sur Este

Coirón Amargo Sur Este (CASE) de escala masiva dedicado a la extracción de shale oil y gas asociado dentro de la formación Vaca Muerta. Este se encuentra dentro del departamento de Añelo, Neuquén. Este cuenta con proyectos pilotos e industriales con pozos horizontales activos ejecutados bajo la modalidad factoría. El proyecto neurálgico del bloque es la Central Production Facilities (CPF) Coirón Amargo Sur Este II, una megaestructura diseñada para centralizar los fluidos que antes se transportaban en camiones. Esta planta procesadora se compone de: Una Planta de Tratamiento de Crudo con un módulo inicial de 5000m3/dia (escalable a 10000m3/día) para separar el agua y acondicionar la salinidad del petróleo para su venta; Una Planta de Tratamiento de Agua para purificar el agua de producción y destinarla a la inyección o fractura hidráulica; Una Planta de Tratamiento de Gas para el acondicionamiento de gas destinado a la red comercial y a la generación eléctrica interna. De esta manera, la Compañía impulsa un desarrollo intensivo en la Cuenca Neuquina bajo la modalidad "factory mode" para la extracción de shale oil y shale gas en la formación Vaca Muerta, operando áreas clave como Lindero Atravesado, Aguada Pichana Oeste y Coirón Amargo Sur Este. Esta estructura de upstream se complementa con un robusto segmento de downstream, que incluye la Refinería Campana y una red de más de 570 estaciones de servicio bajo la marca AXION energy, permitiendo a la firma optimizar la cadena de valor desde la boca de pozo hasta el consumidor final.

Por otro lado, en mayo de 2026, el Gobierno de Neuquén autorizó una serie de adendas y cesiones de participación para el ingreso de Continental Resources en áreas estratégicas de Vaca Muerta. De esta manera, la firma ingresó a proyectos que desarrollará junto a Pan American Energy (PAE) y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). Estas son las áreas de Coirón Amargo Sur Este, Aguada Cánepa y Bandurria Centro, todas vinculadas al desarrollo no convencional en la Cuenca Neuquina. La operación se concretó mediante la cesión de porcentajes accionarios que estaban en manos de PAE. Respecto a Continental Resources, esta compañía tiene más de seis décadas de trayectoria en la industria hidrocarburífera y es reconocida por su experiencia en el desarrollo de reservorios no convencionales en Estados Unidos.

El marco hidrocarburífero de Neuquén establece que los yacimientos de hidrocarburos pertenecen al patrimonio provincial y que el Poder Ejecutivo tiene facultades sobre el otorgamiento de permisos y concesiones. La Ley Provincial 2453/04 regula la exploración, explotación, transporte e industrialización de hidrocarburos, estableciendo los principales regímenes de permisos y concesiones, sus plazos, obligaciones de inversión, cánones y una regalía general del 12% sobre la producción en boca de pozo, reducible en determinados casos. La aplicación de este régimen corresponde a la autoridad provincial competente en materia energética. El Decreto 2183/2021 reafirma estas competencias y establece al Ministerio de Energía y Recursos Naturales como autoridad de aplicación y fiscalización de la actividad.

En materia de emisiones atmosféricas, la Ley 2175/96 establece límites para las emisiones de gases de la actividad hidrocarburífera, obligaciones de declaración y un régimen de tasas y sanciones por contaminación. El Decreto 29/2001 reglamenta esta ley y establece requisitos técnicos de medición y registro de los gases emitidos, así como excepciones específicas y transitorias al venteo cuando existan razones técnicas o económicas debidamente justificadas. Los operadores deben contar con sistemas de medición y conservar los registros a disposición de la autoridad de aplicación.

Para la explotación de reservorios no convencionales, el Decreto 1483/2012, incorporado a la reglamentación de la Ley Ambiental 1875, establece requisitos específicos para prevenir y mitigar impactos ambientales asociados a la estimulación hidráulica. Exige una licencia ambiental previa y documentación sobre el uso y tratamiento de los fluidos de estimulación y del agua de retorno (flowback). Asimismo, restringe el uso de aguas subterráneas aptas para consumo o riego, prohíbe el vertido o almacenamiento a cielo abierto del flowback, exige su tratamiento y establece medidas para reducir impactos sobre el suelo, el agua, el ruido y el uso del territorio. Los operadores también deben realizar controles fisicoquímicos del agua de retorno y presentar periódicamente su planificación de perforaciones.

Según informes de la Calificadora de Riesgo FIX, 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.

Si, se encuentra disponible:

La explotación no convencional de hidrocarburos en Vaca Muerta mediante fractura hidráulica (fracking) presenta diversos riesgos socioambientales asociados al elevado consumo de agua, la integridad de los pozos, la gestión de residuos y sustancias químicas y la transformación del territorio. Entre los principales impactos potenciales se encuentran la presión sobre los recursos hídricos y el riesgo de contaminación de aguas superficiales y subterráneas por derrames, fallas en la integridad de los pozos o una gestión inadecuada del *flowback* y del agua de producción. La actividad también genera grandes volúmenes de lodos y recortes de perforación que requieren tratamiento y disposición adecuados. A ello se suman emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, remoción de vegetación, compactación y erosión de suelos y una creciente ocupación territorial asociada a pozos, caminos, ductos e infraestructura de apoyo. Asimismo, la inyección de fluidos y la disposición de aguas residuales pueden contribuir a la ocurrencia de sismicidad inducida, fenómeno que ha adquirido particular relevancia en localidades como Sauzal Bonito.

En el plano social, la expansión de Vaca Muerta ha generado tensiones vinculadas con el uso y ocupación del territorio, particularmente en áreas donde existen comunidades mapuches y otros actores locales, en el marco de reclamos por la realización de procesos de consulta previa, libre e informada. También se han señalado posibles efectos sobre la salud de las poblaciones expuestas a emisiones, sustancias químicas y contaminación ambiental, aunque la falta de estudios epidemiológicos sistemáticos limita la posibilidad de establecer relaciones causales y dimensionar estos impactos con precisión. El rápido crecimiento de la actividad hidrocarburífera ha ejercido, además, presión sobre las economías y los servicios locales: en localidades como Añelo se registran aumentos del costo de vida, déficit habitacional y sobrecarga de los sistemas de salud, educación, agua y saneamiento, junto con un fuerte incremento del tránsito pesado y el consecuente deterioro de rutas e infraestructura. Estos procesos pueden profundizar las desigualdades entre trabajadores vinculados al sector y el resto de la población local y generar nuevas situaciones de conflictividad territorial y social.

En mayo de 2026, el juez Mauro Marinucci declaró formalmente la quiebra de la petrolera Madalena Energy Argentina S.R.L. La medida implicó el desapoderamiento de todos los bienes de la empresa y dispuso su inmediata realización para afrontar el abultado pasivo acumulado. Como subsidiaria de la canadiense Centaurus Energy, Madalena supo tener una participación estratégica en el bloque no convencional Coiron Amargo Sur Este en Neuquén. Sin embargo, la falta de espalda financiera para perforar masivamente la abligó, en mayo de 2021, a desprenderse de esos activos y vender su participación a PAE.

En otro orden, la Corte Suprema de Justicia rechazó una demanda ambiental contra empresas que operan en la formación Vaca Muerta, al considerar que durante más de dos décadas de trámite judicial no se acreditó la existencia de un daño ambiental concreto. La causa había sido iniciada en 2003 por parte de la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (Assupa) contra las empresas petroleras YPF, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, TotalEnergies, Pan American Energy y Vista Energy. También participaron como terceros el Estado Nacional y las provincias de Buenos Aires, La Pampa, Mendoza y Neuquén.

Assupa reclamaba que las empresas realizaban tareas de recomposición ambiental por presuntos daños sobre suelos, aguas superficiales y subterráneas y el aire, además de restaurar áreas afectadas por la actividad hidrocarburífera y constituir un fondo de restauración ambiental previsto en la Ley General de Ambiente.

La sentencia señalo que la ONG formuló cuestionamientos genéricos contra la actividad hidrocarburífera “en cualquiera de sus formas”, sin determinar qué zonas específicas habrían sido afectadas ni cómo se habría producido la contaminación. Los jueces remarcaron además que, a lo largo del proceso, la Corte había advertido en reiteradas ocasiones sobre la “vaguedad e imprecisión” de la demanda.