La incorporación de Manantiales Behr representa un paso estratégico para la compañía, consolidando un cambio de escala que posiciona a PECOM entre los principales operadores de petróleo convencional de la Argentina y refuerza su presencia como inversor y actor de relevancia en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Manantiales Behr es uno de los yacimientos convencionales más importantes del país y un activo emblemático de la industria energética argentina. Su incorporación fortalece la estrategia de crecimiento de PECOM en el upstream, con foco en la optimización de activos maduros y el desarrollo de proyectos de recuperación terciaria (EOR).

Desde el punto de vista operativo, se concentrarán los esfuerzos en la excelencia operacional, la incorporación de tecnología y la aplicación de capacidades técnicas orientadas a maximizar la eficiencia y el factor de recobro. El plan combina perforación de nuevos pozos en sectores con potencial de desarrollo, instalación y operación de unidades modulares de inyección de polímeros (PIUs) y una intensa actividad de workovers sobre pozos existentes, orientada a optimizar su desempeño productivo y adaptarlos al esquema de recuperación terciaria. 

En línea con esta estrategia, se prevé, además de la continuidad del desarrollo de Grimbeek, la expansión a otras zonas del piloto exitoso de El Alba Valle y la implementación de un proyecto piloto de EOR en el área de Myburg del campo. De esta forma, PECOM reafirma su compromiso con una gestión del activo orientada al desarrollo de reservas, maximizando su valor y extendiendo la vida útil del campo.

Con más de 70 años de trayectoria, PECOM es parte del grupo de empresas de Luis, Rosario y Pilar Perez Companc y se ha consolidado como una compañía multidisciplinaria de energía dedicada a la producción de petróleo y gas, la provisión de servicios y soluciones integradas, y el desarrollo de proyectos de ingeniería y construcciones para los sectores de oil & gas, energía eléctrica y minería.

Sobre PECOM

PECOM es una empresa multidisciplinaria de energía dedicada a la producción de petróleo y gas, y a la provisión de servicios y soluciones integradas, ingeniería y construcciones para los sectores de oil & gas, energía eléctrica y minería. Su unidad de negocios de Upstream cuenta entre sus activos la operación de los yacimientos de El Trébol-Escalante; Campamento Central-Cañadon Perdido y recientemente ha adquirido Manantiales Behr, que entre los tres totalizan una operación cercana a los 35.000 kbbl/día.

Los futuros de principales índices de Wall Street retroceden en la preapertura de este martes, luego de un arranque de semana al alza. Mientras, los precios del petróleo vuelven a acercarse a los u$s110, luego de que las esperanzas de un acuerdo de paz con Irán se desvanecieran después de que el presidente norteamericano, Donald Trump, declarara que el alto el fuego con Irán estaba «en cuidados intensivos».

Las declaraciones del jefe de Estado norteamericano fueron una respuesta al rechazo de Teherán a la propuesta estadounidense para poner fin al conflicto, y mantuviera una lista de exigencias que el presidente estadounidense calificó de «basura».

Entre ellas, Irán había pedido el fin de la guerra en todos los frentes, incluido el Líbano, donde Israel, combate a los militantes de Hezbolá. Teherán también enfatizó su soberanía sobre el estrecho de Ormuz, exigió compensación por los daños de guerra y el fin del bloqueo naval estadounidense, entre otras condiciones.

Como consecuencia, el petróleo de Brent, de referencia en gran parte del mundo — incluida Argentina — avanza 3,07% hasta los u$s107,3, anotando su tercerca jornada de subas al hilo, mientras que el WTI deEEUU sube 3,21% hasta los u$s101,24.

Las claves de la jornada en los mercados

En este contexto, el índice que agrupa a las empresas más importantes de la bolsa de Nueva York el S&P 500 cae 0,43% en el «premarket», mientras que el Nasdaq Composite, dedicado al sector tecnológico, retrocede 0,92%. Por su parte, el índice industrial Dow Jones se mueve 0,12% a la baja.

En la previa, las acciones con mayores subas son Zebra (+13%), JM Smucker Company (+5%) y AMTM (+4%). En la vereda opuesta, las mayores caídas se observan en PPG Industries (-4%), Intel Corporation (-4%) y Micron (-3%).

A nivel macroeconómico, el dato de importancia será la publicación de la inflación minorista en EEUUcorrespondiente a abril: el mercado espera un incremento interanual del 3,7% y un avance mensual de 0,6%.

En Europa, el Euro Stoxx cae 0,91%. A nivel local, las subas son generalizadas: el DAX alemán retrocede 0,99% y el CAC francésacompaña con -0,91%. Por fuera de la eurozona, el FTSE del Reino Unido baja 0,38%.

En China, el Hang Seng de Hong Kong bajó 0,22%, mientras que la bolsa de Shanghái retrocedió 0,25%. Mientras, el Kospi surcoreano cayó 2,29% y el Nikkei 225 japonésaumentó 0,44%.

Durante la reunión, los representantes gremiales coincidieron en que defender la actividad hidrocarburífera en Santa Cruz implica también sostener la producción en los yacimientos convencionales de toda la Patagonia, especialmente en Chubut, donde la actividad también enfrenta un escenario de incertidumbre.

En ese marco, se advirtió que si no hay soluciones concretas a corto plazo para sostener los puestos de trabajo y reactivar la actividad, se avanzará con un plan de lucha regional que involucre a trabajadores de ambas provincias.

Uno de los puntos centrales del encuentro fue el análisis de la falta de cumplimiento de compromisos de inversión anunciados en distintas áreas petroleras. Los dirigentes señalaron que existen acuerdos firmados entre empresas y gobiernos provinciales que aún no se traducen en mayor actividad ni en la puesta en marcha de equipos.

También se abordó la situación del proyecto piloto en el área Sur Río Deseado Este, que contempla una inversión superior a los 20 millones de dólares en su etapa exploratoria para reactivar un yacimiento con más de 20 años de inactividad. Sin embargo, remarcaron que el proyecto continúa sin avances concretos, a pesar de haber sido presentado oficialmente el año pasado.

Asimismo, se cuestionó la falta de ejecución de otros planes de inversión millonarios anunciados en distintas áreas, donde se había proyectado la perforación de nuevos pozos y tareas de mantenimiento para incrementar la producción. Según indicaron, ese nivel de actividad todavía no se refleja en el terreno, con equipos que no fueron activados y contratos que permanecen sin ejecución.

Los dirigentes también alertaron sobre la caída sostenida en los niveles de producción. Indicaron que en los últimos años se registró una disminución significativa en los volúmenes diarios, lo que refleja el impacto de la falta de inversiones y de actividad en los yacimientos convencionales.

En paralelo, reclamaron la presentación urgente de planes de inversión actualizados por parte de las operadoras, programas de perforación por yacimiento y mayor presencia de las autoridades de control en el territorio. Además, exigieron la apertura inmediata de paritarias para discutir salarios y condiciones laborales en un contexto económico complejo para los trabajadores.

Finalmente, remarcaron que la paciencia del sector se encuentra agotada y advirtieron que, si las empresas no cumplen con los compromisos asumidos ni reactivan la actividad, avanzarán con medidas de fuerza conjuntas en toda la región patagónica.

También se reflejó una baja inmediata en el precio del barril Brent. En ese caso, el descenso fue del 6% y ubicó al barril de refencia europea algo por debajo de la barrera de los 100 dólares.

Esos valores en baja para el petróleo se dieron al mismo tiempo que las principales bolsas europeas, que habían acumulado pérdidas de más del 2% durante la mañana, se recuperaban hacia las 11:30 GMT. La reacción refleja el alivio de los inversores ante la primera señal concreta de distensión desde que Estados Unidos e Israel comenzaron a bombardear Irán el 28 de febrero, en un conflicto que ya dejó más de 2.000 muertos y que la Agencia Internacional de Energía había calificado como la peor crisis energética mundial en décadas.

Trump anunció hoy una pausa de cinco días en los ataques militares contra la infraestructura energética de Irán, tras describir conversaciones “muy buenas y productivas” con el gobierno de Teherán orientadas a una“resolución completa y total” del conflicto. 

La pausa en los ataques queda condicionada, según el propio presidente, al éxito de las negociaciones en curso. Trump no proporcionó detalles sobre el canal ni el formato de las negociaciones con Teherán, pero el solo anuncio de una pausa de cinco días constituye la primera señal concreta de distensión desde el inicio de las hostilidades.

El giro diplomático llegó días después de que el propio mandatario había dado un ultimátum de 48 horas a Irán para reabrir el estrecho de Ormuz, y en medio de amenazas cruzadas: la Guardia Revolucionaria iraní había prometido atacar plantas eléctricas que abastecen bases estadounidenses, mientras el Consejo de Defensa de Irán advertía que minaría todo el golfo Pérsico ante cualquier ataque a sus costas.

Al mismo tiempo del anuncio de Trump, Israel informó que había “comenzado una ola de ataques a gran escala” contra objetivos de infraestructura en Teherán, mientras Irán advertía que cualquier intento de atacar sus costas o islas derivaría en el minado masivo del golfo Pérsico, poniendo en riesgo no solo a buques militares sino a decenas de embarcaciones comerciales que esperan cruzar el estrecho.

El conflicto ha tenido consecuencias económicas devastadoras a escala global. Los precios del crudo Brent se situaban en torno a los 113 dólares por barril antes de las declaraciones de Trump, casi un 55% por encima del valor previo al inicio de la guerra, con el estrecho de Ormuz —por donde transita una quinta parte del petróleo y gas mundiales— efectivamente cerrado al tráfico de países aliados de Washington.

La Agencia Internacional de Energía advirtió sobre la peor crisis energética mundial en décadas. El jefe de la entidad, Fatih Birol, señaló que “ningún país será inmune a los efectos de esta crisis si continúa en esta dirección”. Un alto funcionario de Naciones Unidas alertó sobre un efecto dominó que ya genera “subidas exponenciales de precios del petróleo, el combustible y el gas”, con impacto severo en países en desarrollo de Asia y África. Como muestra del alcance de la crisis, el gigante químico surcoreano LG Chem anunció el cierre de una importante planta industrial por la interrupción en los suministros de nafta.

Carlos Gómez, secretario adjunto del Sindicato de Petroleros, fue el encargado de comunicar la decisión de la comisión directiva durante declaraciones a Petroleros Jerárquicos Radio. Según indicó, el gremio responsabiliza directamente a la empresa por intentar “romper la paz social” en la provincia al proponer un esquema operativo sin equipos de perforación y con recortes en la estructura laboral.

Ante este escenario, la dirigencia sindical resolvió pasar de la alerta a la acción. Este lunes a las 08:00 horas, el cuerpo de delegados y referentes del gremio se presentará en la base de Pecom, ubicada en el barrio Industrial de Comodoro Rivadavia, para entregar una notificación formal a la compañía.

En el documento, el sindicato otorgará un plazo de 24 horas para que la empresa rectifique su postura y presente un cronograma concreto de perforación de 32 pozos, con equipos de torre —workover y pulling— en funcionamiento.

Además, el gremio anticipó que solicitará al Gobierno del Chubut y al Ministerio de Hidrocarburos que no se firme la cesión definitiva de las áreas petroleras, entre ellas Manantiales Behr, El Trébol y Escalante, hasta que se garantice un plan de inversión que sostenga la actividad y los puestos de trabajo.

“Si no hay equipos de torre, no habrá producción, no habrá exportación y no habrá paz social”, advirtió Gómez. Desde el sindicato remarcaron que, con un barril cercano a los 100 dólares, cualquier intento de “optimizar costos” mediante despidos encubiertos o la reducción de servicios resulta una provocación para los trabajadores.

En ese marco, desde la Secretaría de Organización del gremio informaron que, por instrucciones del secretario general Jorge Ávila, este lunes a las 07:00 horas deberán presentarse en la base de Pecom —ex Boland— todos los integrantes de la comisión directiva y el cuerpo de delegados. Aclararon además que la convocatoria será sin parar la actividad en los yacimientos.

El estado de alerta se mantiene en los yacimientos que YPF está dejando en la región. En ese contexto, la dirigencia sindical advirtió que no permitirá que la salida de la petrolera de bandera sea aprovechada por nuevas operadoras para precarizar el trabajo en la cuenca del Golfo San Jorge.

Al respecto, consulté al norteamericano Sam Harold Schurr (1918 – 2002), quien estudió en la universidad Rutgers. Entre 1939 y 1943 trabajó en el National Bureau of Economic Research, y a partir de 1954 en Recursos para el Futuro (RFF). Junto con Hans Hermann Lansberg, realizó trabajos pioneros en materia de economía y energía. “Desde el punto de vista personal eran bien distintos: Hans, el coleccionista de anécdotas, era extrovertido; Sam era más reservado y con perfil más bajo. Es difícil imaginar cómo podría haber evolucionado RFF –fundada en 1952- hacia un lugar prominente, sin la labor desarrollada por estos dos economistas, durante las décadas de 1950 y 1960. RFF estaba preocupada por la escasez y la dependencia de las importaciones, en materia energética y de materiales críticos, durante la guerra de Corea”, afirma Joel Darmstadter.

– El primer shock petrolero es un subproducto de la guerra del Yom Kippur, desarrollada entre el 6 y el 22 de octubre de 1973.

– Las fuerzas que generaron el primer shock petrolero comenzaron a desarrollarse durante la década de 1960, porque entre dicho año y 1973 la demanda de petróleo aumentó 8% por año. En 1973 las principales economías del mundo crecían al unísono. Pero el shock fue precipitado por la referida guerra. El 20 de octubre de 1973 Arabia Saudita declaró un embargo total sobre las exportaciones petroleras con destino a Estados Unidos. Más tarde, los integrantes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) extendieron el embargo a Holanda, el gobierno europeo que expresaba mayor apoyo hacia EEUU. El embargo fue simbólico: la reducción de la extracción fue lo que realmente transformó al mercado, acelerando agudamente el desequilibrio entre oferta y demanda, y demostrando el extraordinario poder de los países petroleros.

– ¿Dónde y cuándo nació la OPEP?

– Fue fundada en Bagdad el 10 de setiembre de 1960 por representantes de Arabia Saudita, Irak, Irán, Kuwait y Venezuela. La novedad de 1973, entonces, consistió en que “el mercado petrolero dejó de ser un oligopsonio, para comenzar a ser un oligopolio”, apuntó Jorge César Ávila. La OPEP estaba encabezada por el sheik Ahmed Zaki Yamani, de Arabia Saudita.

– Volvamos a 1973.

– El 4 de noviembre la OPEP clasificó a los países importadores en preferidos, neutrales y sujetos a embargo. Un mes más tarde los reclasificaron en países más favorecidos, amistosos, neutrales y hostiles. En octubre los países integrantes de la OPEP acordaron reducir la extracción 5% por mes. Dependiendo del tipo de crudo y el mercado donde se lo mide, entre mediados y fines de 1973 el precio del petróleo aumentó entre 280% y 339%. 

– ¿Qué hizo el Fondo Monetario Internacional, a raíz de todo esto?

– El 17 de enero de 1974 creó la “Facilidad petrolera”, para que los países importadores de petróleo pudieran conseguir recursos, principalmente de los países petroleros, para pagar el mayor precio del producto. 

– ¿Qué impacto tuvo el primer shock petróleo, sobre la economía del Grupo de los 7?

– Fortísimo. El PBI conjunto de Estados Unidos, Alemania, Japón, Inglaterra, Francia, Canadá e Italia, que durante el quinquenio 1968-1972 había crecido 4,6% por año, se estancó por completo entre 1974 y 1975. En tanto que la tasa de inflación del G7, medida por precios al consumidor, pasó de 4,8% anual durante el quinquenio 1968-1972, a 13% en 1974 y a 11,5% en 1975; en tanto que medida por precios mayoristas trepó de 3,6% anual durante el quinquenio 1968-1972, a 12,3% en 1973 y a 22,2% en 1974 (en 1974 el nivel general de los precios mayoristas aumentó 13,4% en Alemania, 18,8% en Estados Unidos, 23,4% en Gran Bretaña, 31,4% en Japón y 40,7% en Italia). 

– ¿Cuándo y por qué se desarrolló el segundo shock petrolero?

– Tuvo dos fases: 1979, como consecuencia de la caída del Sha de Irán, y 1980, a raíz de la guerra entre Irán e Irak. El aumento del precio fue menor y más desparramado en el tiempo que durante el primer shock, lo cual favoreció su absorción. El precio del petróleo aumentó 178% a lo largo de un año, a partir de noviembre de 1978. Producto de la incertidumbre política, el precio del oro también aumentó muchísimo, rozando los US$1000 la onza troy, una enormidad en aquel entonces.

– En el plano financiero y cambiario el segundo shock petróleo tuvo fuertes consecuencias en la Argentina.

– Efectivamente. A la operación crediticia basada en los mayores ingresos de los países exportadores de petróleo se la denominó el “reciclaje de los petrodólares«. La Argentina se benefició del referido reciclaje, endeudándose a baja tasa de interés y plazos largos. La mayor parte del endeudamiento fue con bancos comerciales, vía préstamos sindicados. 

– ¿Por qué la Argentina era entonces elegible para recibir préstamos?

– Porque un gobierno militar no era mal visto entonces, porque José Alfredo Martínez de Hoz generaba confianza, pero además porque la Argentina tenía superávit comercial y baja relación deuda pública/PBI, porque al gobierno presidido por María Estela Martínez de Perón nadie le prestaba. 

– Con el paso del tiempo, la bendición se convirtió en maldición.

– Efectivamente. La política monetarista implementada por Paul Adolf Volcker, a partir de 1979, más el hecho de que a mediados de agosto de 1982 el ministro de Finanzas de México les dijo a las autoridades monetarias de los países acreedores que su país no podría seguir honrando sus pagos en concepto de servicio de deuda, tuvo un impacto inmediato y dramático. En la Argentina la crisis de la deuda demoró una década en ser solucionada.

– Por último, en 1986 se produjo un antishock petrolero.

– Cuando la economía mundial se recuperó en 1983, quedó en claro que se habían modificado algunas cosas luego del segundo shock petrolero. La importancia del petróleo disminuyó dentro de la demanda total de energía, particularmente en las industrias del acero y el cemento; la participación de la OPEP dentro de la oferta mundial de petróleo cayó, al pasar de 48% en 1979 a 28% en 1985; e ingresaron a la industria petrolera una multitud de oferentes y demandantes nuevos. El antishock petróleo comenzó en enero de 1986, cuando el precio cayó súbitamente de US$25 el barril, a US$10. Entre el primer shock y el antishock pasaron 13 años.

Fuente: La Nación

Desde el gremio señalaron que la demora en la asignación de contratos ya provocó despidos y trabajadores en stand by, además de dificultades para que varias contratistas puedan pagar salarios en tiempo y forma.

Ante este escenario, el sindicato advirtió que podría pedir al Gobierno de Santa Cruz la reversión de las concesiones si no se garantizan inversiones, actividad y continuidad laboral en los yacimientos. “Vamos a defender la producción y cada puesto de trabajo”, remarcaron desde la organización sindical.

Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, en enero se produjeron 4.262.675 m3 de crudo, un volumen que no tiene precedentes oficiales en la historia argentina. Con ese valor, se superó el anterior récord, que se logró en diciembre de 2025, con 4.245.403 m3.

La mejora en los últimos años ha sido contundente. De hecho, si se compara la producción de enero de este año con la registrada en igual mes de 2025, se observa un fuerte repunte de 15,7%. 

La diferencia es aun mayor con los años anteriores. Entre 2010 y 2022 el país ni siquiera alcanzó la barrera de los tres millones de m3 en el primer mes de cada año, por lo que el aumento de producción ha sido exponencial.

Si se mira más atrás en el tiempo, se encuentra que una sola vez desde que se mide la producción de crudo se había pasado los cuatro millones de metros cúbicos de producción en un mes de enero. Fue en 1999, cuando el volumen total alcanzado fue de 4.166.523 m3. Después de esa fecha, la medición fue siempre menor. Incluso si se tienen en cuenta todos los meses del año (no solo los “eneros”), se observa que en los últimos 325 meses (desde 1999 hasta hoy) apenas cinco veces se pasó la barrera de los 4 millones de m3. 

Como se mencionó, la primera vez fue en enero de 1999; luego hubo que esperar 26 años para que la historia se repitiera. Recién en agosto de 2025 se logró un volumen de producción tan alto. Los otros meses con más de cuatro millones de m3 fueron octubre, noviembre y diciembre de 2025 y enero de 2026.

El ministerio de Economía celebró el resultado logrado por el sector energético. A través de su cuenta oficial de X, detalló que, en enero, el país generó 882,2 bbl (barriles de petróleo) por día, un 16,5% más que en el mismo período del año pasado.

“Este crecimiento estuvo impulsado por la producción de Vaca Muerta, que aumentó un 35,5% interanual”, agregaron.

Las grandes brechas de producción

En análisis de Economía respecto al récord de producción de crudo es más que acertado. Si se desglosa el volumen total producido (4.262.675 m3) y se detalla cuánto aportó cada provincia, se encuentra con facilidad que prácticamente el único responsable del récord fue Vaca Muerta.

De acuerdo a la Secretaría de Energía, en enero la provincia de Neuquén -donde se encuentra la mayor porción de Vaca Muerta- logró un fuerte crecimiento de producción del 32,37%, lo que le permitió alcanzar un récord histórico mensual. En total, se produjeron en esa jurisdicción 2.971.259 m3 de crudo. Es decir que una sola provincia explicó el 69,7% de la producción total del país.

Es muy diferente la realidad del resto de las provincias petroleras. Sirve de ejemplo el caso de Chubut, que en enero de este año produjo sólo 587.163 m3 de crudo. Ese volumen fue el peor registrado en los últimos 25 años para un mes de enero y representó una baja del 6,51% respecto a igual mes del año anterior.

Tampoco Santa Cruz tuvo un buen comienzo de año. Los números oficiales indican que esa provincia produjo apenas 255.014 m3 de crudo en enero, un 21,5% menos que en igual mes del año pasado. Se trata también de un récord histórico negativo. Fue el peor comienzo de temporada del que se tiene registro para esa provincia. En alguna época Santa Cruz tuvo un protagonismo mucho mayor. En 1999, por ejemplo, produjo 1.243.834 m3 de crudo, un 387% más que en la actualidad.

Otra provincia históricamente considerada petrolera es Mendoza, pero sus números también confirman una fuerte tendencia bajista que se ha consolidado a lo largo de los años. De acuerdo con la Secretaría de Energía, en enero la provincia cuyana produjo 240.586 m3 de crudo, lo que significó una fuerte caída del 10,63% respecto al mismo mes del 2025. Tampoco existen registros de un comienzo de año tan malo para Mendoza, que a comienzos del siglo producía exactamente el doble que en la actualidad.

Una provincia que sí da esperanzas en el sector hidrocarburífero es Río Negro. Los números oficiales indican que en enero esa provincia produjo 114.849 m3 de crudo. Si bien es un valor chico, que representa apenas el 2,69% de la producción total nacional, el resultado muestra un crecimiento del 6,97% respecto a enero del 2025. Se trata además del segundo año consecutivo con mejora en ese período. El lado negativo, es que la provincia patagónica aún está lejos de sus mejores desempeños, que se dieron entre el 2000 y el 2002, cuando superó la barrera de los 200 mil m3 de crudo extraídos en el primer mes del año.

Tensión en Medio Oriente y barril al alza

Los datos estadísticos lo dejan en claro. Con Vaca Muerta a la cabeza, Argentina puede aprovechar el escenario internacional para hacer valer su producción. Ahora bien, ¿qué está pasando exactamente en el mundo?

El mercado asiste hoy a una escalada de tensiones en Medio Oriente que ha devuelto la volatilidad al precio del crudo. El recrudecimiento del conflicto entre Irán e Israel, sumado a la amenaza latente de un bloqueo en el Estrecho de Ormuz —por donde transita el 20% del suministro mundial—, ha disparado el precio del barril Brent por encima de los 80 dólares, con proyecciones de analistas que no descartan un regreso a los tres dígitos si las hostilidades se prolongan. Esta situación ha generado un efecto de “doble beneficio” y “riesgo latente” para las economías emergentes: mientras los países exportadores ven una oportunidad para capturar mayores ingresos en divisas, la presión sobre los costos logísticos y los precios de los combustibles internos amenaza con acelerar la inflación global.

En este tablero de ajedrez energético, la seguridad de suministro se ha convertido en la prioridad número uno para las refinerías de todo el planeta. La interrupción de flujos tradicionales desde el Golfo Pérsico obliga a los mercados a buscar fuentes alternativas y estables. Es en este vacío de oferta donde Argentina, gracias a la aceleración de sus inversiones en infraestructura y la optimización de sus cuencas, comienza a perfilarse ya no solo como un actor con potencial, sino como un proveedor estratégico capaz de aprovechar la ventana de oportunidad que abre el elevado precio internacional del crudo.

Según diferentes especialistas consultados por Infobae, el aumento del precio internacional podría significar una oportunidad para las petroleras argentinas que están exportando. 

Hasta hace una semana, el crudo local se vendía a un valor cercano a los USD 70 por barril, pero un salto en la cotización internacional podría impactar favorablemente en la “caja” de las productoras locales. Según los especialistas, esto podría incluso acelerar los procesos de inversión en Vaca Muerta.

Sin embargo, existe un “lado b” de los aumentos y es justamente el impacto que la suba del crudo puede tener sobre los precios internos. Es que el petróleo forma parte del 40% del precio final del combustible y si sigue subiendo es inevitable que los incrementos se trasladen a precios en el surtidor. Como es sabido, cada ajuste al alza que tienen los combustibles se termina transfiriendo en mayor o menor medida a todos los bienes de la economía, debido al impacto que la nafta y el gasoil tienen sobre los costos de logística.

Ávila confirmó que este martes se firmará un acta compromiso que contempla un principio de acuerdo salarial para los trabajadores de Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego, luego de una negociación que definió como “una pelea enorme, diaria, con mucho sacrificio”.
“En un principio no querían dar nada para la Patagonia. Costó una lucha muy grande llegar a este acuerdo que la gente necesita para sostener el bolsillo en una región donde vivir es mucho más caro que en Capital Federal”, remarcó.

Sin embargo, el dirigente fue categórico al señalar que el conflicto actual fue generado por la industria:
“Este conflicto lo crea Pan American. Cuando firma contratos sin extenderlos en tiempo y forma, golpea directo al corazón del sindicato”, afirmó.

En ese marco, denunció que la operadora es la que más personal ha retirado de la cuenca, con despidos en empresas como San Antonio, LES, Becker, Lumberg y otras que prestaban servicios en Cerro Dragón.
“No vamos a permitir que cada vez que se le ocurra a una operadora se sigan generando despidos. Hoy quedan unos 5.000 trabajadores en la provincia, y ya perdimos más de 3.000”, advirtió.

Ávila también alertó sobre el vaciamiento progresivo de la actividad petrolera en Comodoro Rivadavia y la migración de empresas hacia Vaca Muerta.
“Da la sensación de que están pensando más en irse que en quedarse. Entonces van a tener que elegir qué quieren hacer”, lanzó.

En relación al futuro inmediato, adelantó que se analiza un cambio de convenio en operaciones especiales, con nuevos diagramas laborales —como turnos 12×12 o 12×24— para evitar más pérdidas de puestos de trabajo.
“No vamos a cobrar menos porque a una operadora se le ocurra. Vamos a pelear por lo que le corresponde a los trabajadores”, enfatizó.

Finalmente, el sindicalista pidió una intervención directa del gobernador y del Ministerio de Energía.
“El gobernador tiene que sentar a las operadoras y preguntarles cuándo van a invertir en Comodoro. Ya pasó con la venta de YPF: entraron millones de dólares y lo que quedó fue despido y desocupación. Esta historia no puede repetirse”, concluyó.

Carlos Gómez, secretario adjunto del gremio petrolero, confirmó que la empresa había notificado el despido de casi 70 trabajadores convencionales, más 30 jerárquicos y 5 empleados de la subcontratista MEFA, en abierta violación de las actas firmadas en 2024.

“El secretario de Trabajo dejó sin efecto los despidos por incumplimiento de las actas firmadas el 25 de mayo y el 9 de junio del año pasado, además de los alcances del decreto vigente”, explicó Gómez.

Ante esta situación, la Autoridad de Aplicación intimó a Pan American Energy y a Calfrac a dejar sin efecto las desvinculaciones, bajo apercibimiento de avanzar con medidas más severas. En paralelo, Pan American solicitó formalmente que se dicte la conciliación obligatoria, la cual ya se encuentra en proceso de redacción.

De este modo, los despidos quedaron suspendidos y el conflicto pasó a una nueva etapa. A fines de febrero se realizará una audiencia donde Pan American deberá garantizar la continuidad laboral de todo el personal, ya sea mediante la transferencia a otra empresa o, eventualmente, a través de una renegociación contractual que permita la continuidad de Calfrac.

“Hoy los despidos quedaron sin efecto, tanto del personal convencional como del jerárquico. Ahora se abre una instancia de negociación donde lo central es preservar los puestos de trabajo”, remarcó Gómez.

Desde el sindicato señalaron que seguirán de cerca el cumplimiento de lo acordado y advirtieron que no permitirán despidos unilaterales ni reestructuraciones por fuera de los marcos legales y los acuerdos vigentes.

Este desempeño récord se apoya en dos pilares fundamentales: la consolidación de los metales preciosos y el vertiginoso ascenso del «oro blanco».

Dentro de la canasta exportadora, los minerales metalíferos representaron el 82% del total, con ingresos por u$s4.948 millones. En este rubro, el oro fue el gran protagonista al aportar u$s4.078 millones, una cifra que también marca un hito histórico para el sector.

Por otro lado, el litio consolidó su posición como motor de crecimiento regional:

• Alcanzó exportaciones por u$s905 millones (15% del total exportado).
• El salto responde a la entrada en producción de cuatro nuevos proyectos entre 2024 y 2025.
• Actualmente, Argentina ya cuenta con siete minas de litio operativas.

Proyecciones y el impacto del RIGI

Desde el sector explican que estos resultados son el fruto de una combinación de precios internacionales favorables y la maduración de inversiones previas. Hacia adelante, las perspectivas son aún más optimistas. Con el incentivo de herramientas como el RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones), el Gobierno proyecta un crecimiento exponencial de la balanza comercial minera, posicionando a la actividad como una de las principales fuentes de divisas genuinas para el país. Se estima que en las próximas semanas ingresarán al menos tres pedidos nuevos de adhesión al RIGI para proyectos mineros.

El último Informe de Situación sobre minería de BBVA Research sostiene que la minería argentina está ante una oportunidad histórica: si se concreta la cartera de proyectos y se mantiene un marco macroeconómico y regulatorio estable, las exportaciones mineras podrían multiplicarse por cinco y superar los u$s25.000 millones anuales hacia 2032/2033.

El informe al que accedió Energy Report coloca al litio como el motor de corto plazo y al cobre como la gran oportunidad de la segunda mitad de la década, con potencial para convertir a la actividad en uno de los principales pilares exportadores del país.

El diagnóstico es claro: hoy la minería pesa menos del 1% del PBI y aporta menos del 6% de las exportaciones, pero la Argentina dispone de “una de las carteras de proyectos más relevantes del mundo” y una ventaja geológica significativa en minerales críticos para la transición energética.

En concreto, BBVA proyecta que el país podría suministrar hasta 20% de la oferta global de litio hacia 2033, y que el litio ya representó cerca del 14% de las exportaciones mineras en 2024; mientras, la materialización de grandes proyectos cupríferos permitiría que las exportaciones de cobre superen los u$s11.000 millones anuales hacia 2033.

A nivel global, el mundo produce alrededor de 109 millones de barriles de petróleo y líquidos por día. La Argentina aporta apenas el 0,8% de esa oferta, con una producción cercana a los 850.000 barriles diarios. Estados Unidos lidera el ranking mundial con 13,9 millones de barriles por día, seguido por Rusia y Arabia Saudita, ambos con 8,9 millones. Completan el grupo de mayores productores Canadá y China.

Entre 2021 y 2024, la cotización del Brent —el precio de referencia para la Argentina— se mantuvo por encima de los US$80 por barril, con un pico de US$110 en 2022, tras la invasión rusa a Ucrania. Sin embargo, a partir del año pasado, cuando la oferta mundial comenzó a superar a la demanda, el precio cayó a un promedio anual de US$69, lo que representó una baja del 17% en relación con 2024.

Para este año, las proyecciones más pesimistas estiman que el Brent podría promediar los US$55 por barril, mientras que las más optimistas prevén un valor cercano a los US$60.

Pese a que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, anunció el fin de semana que empresas estadounidenses invertirán en Venezuela para incrementar su producción, el precio del crudo subió hoy 1,71%, hasta los US$61,80. El aumento respondió a que el mercado ponderó más el comunicado difundido ayer por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que decidió mantener la pausa en los ajustes voluntarios adicionales de producción.

Si bien Venezuela posee las mayores reservas petroleras del mundo, recuperar los niveles de producción de hace tres décadas —cuando llegó a producir 3,7 millones de barriles diarios— requerirá inversiones estimadas entre US$85.000 y US$130.000 millones, según la consultora Wood Mackenzie. De acuerdo con su último informe, solo aumentar la producción desde los actuales 1,1 millones hasta 1,5 millones de barriles diarios demandaría entre US$20.000 y US$30.000 millones, sin considerar los costos de reconstrucción de la red de oleoductos y gasoductos, hoy seriamente deteriorada tras años de desinversión.

El banco JP Morgan, en cambio, proyecta que, con una transición política, Venezuela podría elevar su producción a entre 1,3 y 1,4 millones de barriles diarios en un plazo de dos años y alcanzar potencialmente los 2,5 millones en la próxima década.

La Argentina, sin embargo, enfrenta desafíos propios. Entre ellos se destacan costos operativos aún elevados en comparación con otros productores similares y un financiamiento caro, condicionado por un riesgo país que no logra perforar el piso de los 500 puntos básicos.

“La industria petrolera argentina ya recorrió la curva de aprendizaje en la explotación no convencional, adoptando las mejores prácticas de los productores norteamericanos. Ahora el desafío es innovar y reducir costos en una formación que ofrece mayores rendimientos que sus equivalentes en Estados Unidos, pero que todavía opera con costos significativamente más altos”, señaló el último informe de Montamat & Asociados, la consultora que dirige el exsecretario de Energía Daniel Montamat.

De cara a 2030, el sector proyecta alcanzar una producción de 1,5 millones de barriles diarios, de los cuales alrededor de un millón se destinaría a la exportación. Para lograrlo, las empresas advierten que será necesario destrabar algunos “dolores de crecimiento”, como los cuellos de botella generados por la multiplicación de proyectos y la escasez de proveedores. “En Estados Unidos hay más empresas de servicios compitiendo, lo que presiona los costos a la baja”, reconocieron fuentes del Gobierno.

Hoy, perforar un pozo en la Argentina cuesta cerca de un 40% más en dólares que en Estados Unidos. A eso se suman los elevados costos logísticos, vinculados al deterioro de la infraestructura vial, tanto en Neuquén como en otras regiones del país.

Un ejemplo claro es la provisión de arena, un insumo clave para el fracking. La mayor parte proviene de Entre Ríos y se transporta en camiones. En promedio, la perforación de un solo pozo requiere unos 500 camiones de arena. Con 62 pozos perforados, eso implica alrededor de 31.000 viajes por rutas que, en gran parte de su trazado, siguen siendo de mano única y doble sentido, lo que incrementa los tiempos y los costos operativos.