La empresa petrolera de bandera argentina ejecutó una nueva operación de venta de activos que representa otro eslabón en su cadena de desinversiones en territorios petroleros maduros. Con un valor de 405 millones de dólares, la compañía se desprendió de dos complejos de perforaciones ubicados en la provincia cuyana, marcando un hito adicional en su estrategia de restructuración empresarial. Lo que antes era el núcleo del negocio petrolero doméstico ahora se transforma: los campos envejecidos salen del portafolio corporativo mientras la apuesta futura se concentra en la explotación del depósito no convencional más importante del territorio nacional. Este giro representa no solo un cambio administrativo, sino una recalibración fundamental de cómo se concibe el futuro energético de la compañía en una década marcada por volatilidad de precios y competencia global.
El primer movimiento inmobiliario petrolero involucró la transferencia del área conocida como El Corcobo, cuya operación comercial alcanzó los 205 millones de dólares. La adquisición recayó en San Benito Upstream, compañía que forma parte de la misma constelación corporativa que Pecom —ambas integran el conglomerado controlado por la familia Pérez Companc—. La transacción abarcó la participación de la estatal en tres concesiones diferenciadas identificadas como CNQ-7 Gobernador Ayala, CNQ-7A y Jagüel Casa de Piedra, incluyendo toda la infraestructura de tuberías y los inventarios de equipamiento almacenado. Previamente, Pecom ya había adquirido de Pluspetrol la responsabilidad operativa de estas mismas áreas, lo que consolidó su posicionamiento en la región como operador integral de estos campos.
De manera paralela, la compañía acordó ceder el complejo denominado Chachahuén a dos operadores regionales independientes: Energía Mendocina y Compañía Andina de Petróleo y Gas, quienes desembolsarían 200 millones de dólares por la participación accionaria. Este paquete incluye cuatro áreas concesionadas: Chachahuén Sur, Cerro Morado Este, Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra, junto con su correspondiente red de ductos y patrimonio material asociado. Ambas transacciones reflejan un patrón que se repite en toda la geografía petrolera argentina: la salida ordenada de territorios productivos que, si bien generan flujo de caja, representan una menor rentabilidad comparativa frente a las posibilidades que abre la frontera no convencional del sur.
El devenir de una estrategia multifásica
Hace poco más de un año, cuando se evaluó el avance del denominado Plan Andes —la hoja de ruta que enmarca estas desvinculaciones—, la compañía informaba del estado de ejecución del programa. De los 48 bloques que componían su primera etapa, ya se había completado la salida de 45, dejando apenas tres pendientes. En la segunda fase, diseñada específicamente para campos convencionales de mayor producción relativa, se contabilizaban tres operaciones cerradas sobre un total de dieciséis previstas. La geografía de esta desinversión describe un arco que va desde la meseta patagónica hacia el norte: Neuquén y Santa Cruz prácticamente completaron sus ciclos de venta, mientras que Chubut se aproximaba a la etapa final. Mendoza, precisamente, se situaba entre las provincias próximas a concluir este proceso de transferencia de derechos, mientras que Tierra del Fuego, Río Negro y Salta aún mantenían campos en oferta o en fase de negociación avanzada.
Las consecuencias de esta transformación se observan en los guarismos que describen la evolución productiva corporativa. En el primer trimestre de 2025, la compañía extraía diariamente 206.000 barriles equivalentes de reservas convencionales. Un año más tarde, ese volumen se había contraído hasta alcanzar apenas 117.800 barriles diarios, representando una disminución equivalente al 42,8 por ciento. Al mismo tiempo, la producción agregada total de la petrolera descendió de 552.100 a 525.000 barriles, una caída proporcional del 4,9 por ciento. Esta métrica es reveladora: casi la totalidad de la merma productiva se concentra en los campos tradicionales que fueron enajenados, mientras que otras líneas de negocio mantienen estabilidad relativa o crecimiento compensatorio.
Ganadores emergentes en la reorganización del mercado
Mientras la petrolera nacional ejecutaba su retracción sistemática, ciertos actores corporativos emergían fortalecidos del proceso. Pecom y San Benito Upstream, estructuradas bajo la misma estructura de control, consolidaron progresivamente su posicionamiento dentro de la industria petrolera argentina. Durante el año en curso, el grupo completó una operación de magnitud singular: la adquisición de Manantiales Behr, segundo yacimiento convencional productor de crudo del país en términos de volumen histórico. Pecom asumió el control mayoritario al tomar una participación del 51 por ciento, mientras que el 49 por ciento restante quedó bajo control de San Benito Upstream. La operación incluyó la transferencia de los sistemas de bombeo, tres líneas principales de transporte de petróleo y el acervo tecnológico e industrial vinculado a la explotación.
Previamente, durante transacciones ejecutadas en otra provincia petrolera, Pecom había desembolsado 114,5 millones de dólares para acceder a participaciones en las áreas catalogadas como Escalante-El Trébol y al cincuenta por ciento de Campamento Central-Cañadón Perdido, ambas localizadas en Chubut. La acumulación sistemática de estos activos permitió que el grupo —que inicialmente operaba como productor de mediano porte— adquiriera una capacidad productiva estimada en 55.000 barriles diarios, transformándose en uno de los actores principales del segmento de petróleo pesado en la república. Este ascenso corporativo, aunque no planificado como tal en los documentos estratégicos de la compañía estatal, constituye un derivado directo de su política de concentración de inversiones en territorios no convencionales.
El panorama que emerge de estas operaciones sucesivas permite entrever múltiples lecturas sobre el futuro del sector. Por un lado, la estrategia de la empresa estatal responde a una lógica racional: Vaca Muerta ofrece potencial de reservas sustancialmente mayor, la tecnología de extracción en roca madre genera márgenes operacionales más amplios en contextos de precios internacionales competitivos, y la concentración de inversión permite optimizar economías de escala. Sin embargo, la cesión acelerada de campos maduros genera interrogantes sobre la capacidad productiva total del país en el mediano plazo, especialmente considerando que estos campos, aunque con menores perspectivas de crecimiento, mantienen una producción estable y de bajo costo operativo. Asimismo, el fortalecimiento de actores privados regionales en el segmento de petróleo pesado —históricamente vinculado a márgenes restrictivos— plantea cuestiones sobre la gobernanza del recurso y la distribución de beneficios en territorios que dependen de la industria extractiva como motor económico.
