Proyecto de exploración no convencional en Palermo Aike

Yacimiento convencional onshore ubicado en el departamento Güer Aike, sur de Santa Cruz. Operado por CGC dentro del paquete de concesiones adquiridas a Petrobras Argentina en 2015. Produce petróleo y gas en formaciones de la Cuenca Austral. Anteriormente, Petrobras Argentina controlaba el 87% de la concesión de Glencross, participación que transfirió a CGC en 2015 en el marco de la compra de sus activos en Santa Cruz por US$ 101 millones. Con esa operación, CGC pasó a controlar y operar una superficie de 11.500 km² distribuida en 26 bloques de la Cuenca Austral, con una producción conjunta de 15.000 barriles de petróleo equivalente diarios. Esas concesiones habían sido adquiridas originalmente por Petrobras cuando compró los activos energéticos de Pérez Companc en 2003. Además de Glencross, el paquete incluyó Santa Cruz I, Santa Cruz II y Estancia Chiripá. Tras la adquisición de 2015, CGC llevó adelante entre 2015 y 2020 un agresivo plan de inversiones que le permitió triplicar la producción de gas, con desarrollo de los yacimientos no convencionales de tight gas de Campo Indio y El Cerrito, alcanzando a fines de 2019 una producción récord de 37.000 boe/d (cifra que corresponde al conjunto de sus operaciones en la cuenca, no solo a Glencross).

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%.

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Las actividades hidrocarburíferas en la Cuenca Austral presentan diversos riesgos socioambientales asociados tanto a la sensibilidad de los ecosistemas patagónicos como a la antigüedad y extensión de las operaciones. En particular, las actividades de exploración, perforación y desarrollo de infraestructura pueden generar alteraciones de la estepa patagónica, afectando suelos, vegetación y fauna, especialmente por la apertura de caminos, instalación de locaciones y tránsito de maquinaria. La baja capacidad de recuperación de estos ecosistemas frente a procesos de erosión y compactación incrementa la importancia de las medidas de prevención y restauración.

Otro riesgo relevante está asociado a eventuales derrames de hidrocarburos y sustancias utilizadas en las operaciones, con potencial afectación de suelos y recursos hídricos superficiales y subterráneos. Este riesgo adquiere particular importancia en zonas donde las operaciones se desarrollan próximas a cursos de agua, humedales o acuíferos utilizados para actividades productivas y abastecimiento local.

Finalmente, la madurez de parte de los yacimientos de la cuenca implica la existencia de pozos e instalaciones con largos períodos de operación, lo que puede generar pasivos ambientales vinculados con pozos abandonados o inactivos, ductos, piletas y otras instalaciones. La adecuada gestión de estos pasivos —incluyendo el abandono seguro de pozos, la remediación de suelos y el desmantelamiento de infraestructura fuera de uso— constituye un desafío relevante para evitar que los impactos ambientales se prolonguen más allá de la vida productiva de los proyectos.