Gran Bajo Oriental

Área de exploración y eventual explotación de 2.400 km² (algunas fuentes indican 2.536 km²), ubicada en zona de centro de cuenca con baja madurez exploratoria dentro de la Cuenca del Golfo San Jorge, provincia de Santa Cruz. Adjudicada a Tecpetrol S.A. (grupo Techint) mediante la Licitación Pública N° 06/2018 del Instituto de Energía de Santa Cruz (IESC), a partir de una iniciativa privada de la propia empresa declarada de interés público por Decreto Provincial N° 1060/2017. Potencial en reservorios de las formaciones El Trébol, Comodoro Rivadavia y Mina El Carmen. Es un área todavía en etapa exploratoria, sin gran desarrollo de infraestructura ni producción consolidada conocida públicamente.

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.

Tecpetrol S.A. financia sus operaciones principalmente mediante la generación de fondos propios, el acceso recurrente al mercado de capitales y el financiamiento bancario. Como parte del Grupo Techint, cuenta además con una elevada flexibilidad financiera y con el respaldo de su controlante, Tecpetrol Internacional S.L., que garantiza una parte de su deuda. Al cierre de 2025, considerando el Capital Total Ajustado —compuesto por el patrimonio neto y la deuda financiera total—, el patrimonio neto representaba el 61,4%, equivalente a USD 1.418 millones, mientras que la deuda financiera explicaba el 38,6%, por USD 891 millones. De esta última, aproximadamente el 77% correspondía a Obligaciones Negociables (ON), por USD 687 millones, equivalente al 29,7% del Capital Total Ajustado, mientras que el 23% restante correspondía a préstamos bancarios, por aproximadamente el 8,9% de la capitalización. Dentro del financiamiento bancario se incluyen acuerdos de prefinanciación de exportaciones con Banco de Galicia y Buenos Aires, Banco Santander Argentina, Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) Argentina y Banco BBVA Argentina, así como préstamos sindicados y directos con Itaú Unibanco S.A. – Nassau Branch y Banco Bilbao Vizcaya Argentaria S.A. Asimismo, durante 2024 y 2025 se registraron operaciones con Banco Ciudad, Banco Macro y Banco Galicia. Con posterioridad al cierre del ejercicio, en enero y febrero de 2026, la compañía obtuvo financiamiento adicional de Itaú Unibanco S.A. – Nassau Branch. Por su parte, el mercado de capitales constituye la principal fuente de endeudamiento financiero de la compañía, a través de diversas series de Obligaciones Negociables vigentes al cierre de 2025 —Clases 8, 9, 10, 11 y 12—, entre las que se destaca una emisión internacional por USD 400 millones realizada en enero de 2025. Adicionalmente, Tecpetrol mantiene operaciones financieras con compañías vinculadas. En particular, Tecpetrol Internacional S.L., accionista mayoritario y controlante, otorgaba garantías sobre parte de la deuda bancaria de la compañía, por USD 92,3 millones al cierre de junio de 2025. Asimismo, los estados financieros registran intereses abonados a Tecpetrol Internacional S.L.U. (Uruguay Branch) y saldos comerciales y otros pasivos con distintas entidades vinculadas del grupo, entre ellas Tecpetrol Investments S.L.U.

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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.