Tres Picos

Yacimiento convencional onshore ubicado en el flanco norte de la provincia de Santa Cruz, en la zona de Cañadón León, dentro de la Cuenca del Golfo San Jorge (a diferencia de Glencross y Campo Boleadoras, que pertenecen a la Cuenca Austral, en el sur de la provincia). Es un yacimiento vecino de Cañadón León y Cañadón Seco, en el área que Santa Cruz comparte con la provincia de Chubut.

Operado por CGC (Compañía General de Combustibles), del grupo Eurnekian/Corporación América, que también opera Glencross, Campo Boleadoras, Campo Indio y El Cerrito en la provincia.

En 2026, el yacimiento puso en marcha su primer equipo de perforación propio en Santa Cruz, dentro de un plan de inversiones de 31 pozos nuevos (9 durante el resto de 2026 y 22 en 2027), orientado al desarrollo de actividad convencional. Se trata de la unidad "CGC-001", un equipo Helmerich & Payne (H&P) Flex Rig 4M de 1.000 HP, con capacidad de perforación de hasta 3.050 metros de profundidad, mástil de 300.000 libras y Top Drive de 150 toneladas. El equipo quedará radicado de forma permanente en el flanco norte provincial. Esta inversión se enmarca en compromisos asumidos por la empresa ante el gobierno provincial (gestión del gobernador Claudio Vidal) y en acuerdos con el Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables (SIPGER), que permitieron restituir a trabajadores que estaban en situación de suspensión (stand by) desde hacía más de un año.

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%.

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.