PAE proyecta casi US$680 millones en Cerro Dragón para sostener la producción petrolera de Chubut

Pan American Energy prepara una inversión cercana a US$680 millones en Cerro Dragón para profundizar la recuperación terciaria del petróleo convencional mediante 22 plantas de inyección de polímeros, alrededor de 220 pozos inyectores y unos 650 pozos productores. El proyecto, que la compañía anunció para su incorporación al RIGI, apunta a recuperar unos 24 millones de barriles adicionales hasta 2047 y a amortiguar el declino natural de uno de los principales yacimientos maduros del país. La iniciativa se suma al acuerdo que PAE y Chubut firmaron en abril de 2025 para reconvertir Cerro Dragón y desarrollar un plan piloto no convencional, con inversiones comprometidas por hasta US$230 millones en cinco años.

La Radiografía Petrolera de Chubut 2026 de Vibra News viene mostrando una provincia que continúa ocupando un lugar central dentro de la producción argentina, pero que atraviesa una etapa diferente de la expansión que protagoniza Vaca Muerta. Chubut produjo alrededor de 8,71 millones de metros cúbicos de petróleo en 2019, cerró 2025 con aproximadamente 7,19 millones y acumuló unos 3,94 millones entre enero y julio de 2026. Sigue siendo la segunda provincia productora del país, aunque la disminución acumulada desde 2019 ronda el 17,4%.

Ese descenso no implica necesariamente falta de inversión. En una cuenca con décadas de explotación, una parte creciente del capital debe destinarse precisamente a compensar el declino natural de los yacimientos, intervenir pozos, mantener presión, aplicar recuperación secundaria y terciaria y extender la vida económica de los reservorios. Allí es donde aparece el peso de Cerro Dragón y de PAE: no como explicación única de toda la trayectoria petrolera de Chubut, sino como uno de los principales actores dentro del desafío de sostener una plataforma productiva madura.

Un proyecto de casi US$680 millones

La novedad central es el proyecto que Pan American Energy anunció en 2026 para Cerro Dragón, con una inversión cercana a los US$680 millones orientada específicamente a la recuperación terciaria de petróleo convencional. La iniciativa fue planteada para incorporarse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, RIGI, y busca intervenir sobre un problema muy concreto: cómo seguir obteniendo petróleo de un campo que lleva décadas de producción y cuya curva natural tiende a descender.

El programa contempla la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros, la adaptación de cerca de 220 pozos inyectores y el trabajo sobre aproximadamente 650 pozos productores. La estimación difundida para el proyecto contempla una producción incremental acumulada cercana a 24 millones de barriles hasta 2047, con un pico de más de 11.300 barriles diarios adicionales sobre la curva que tendría el área sin esas intervenciones. Es decir, el objetivo no consiste en abrir una nueva frontera petrolera, sino en extraer una mayor proporción del crudo que todavía permanece dentro de reservorios ya conocidos.

El antecedente de 2025: reconversión de Cerro Dragón y nueva inversión

El proyecto de US$680 millones no aparece aislado. Tiene como antecedente inmediato el acuerdo firmado entre la Provincia del Chubut y PAE el 14 de abril de 2025, luego de que el Decreto 340/25 autorizara la reconversión de las áreas Anticlinal Grande-Cerro Dragón, Chulengo y Cerro Tortuga-Las Flores en una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos. Ese acuerdo fue posteriormente aprobado por la Legislatura provincial mediante la Ley XVII N.º 160.

La documentación contractual permite precisar mejor los números. PAE se comprometió a ejecutar un plan piloto de cinco pozos con objetivo no convencional, aplicar técnicas de recuperación terciaria en más de 50 pozos y realizar una inversión de hasta US$230 millones durante cinco años. Además, el acuerdo estableció un bono de reconversión de US$20 millones, un bono de extensión de otros US$20 millones y compromisos adicionales de responsabilidad social empresaria.

Por eso, cuando en 2025 se difundió públicamente una cifra cercana a US$250 millones, se estaba tomando como referencia la inversión de hasta US$230 millones más el bono inicial de reconversión de US$20 millones. Para esta nota conviene mantener esa precisión: el acuerdo firmado comprometió hasta US$230 millones de inversión, y fue acompañado por otras obligaciones económicas.

Cerro Dragón todavía produce alrededor de 70.000 barriles diarios

El tamaño de Cerro Dragón permite entender por qué una inversión destinada a sostener un campo maduro puede tener una importancia comparable, en su contexto, a la de un nuevo desarrollo. Al anunciarse el proyecto de recuperación terciaria, el área mantenía una producción del orden de los 70.000 barriles diarios de petróleo, además de un volumen importante de gas.

Una explotación de esa escala no permanece estable sin reinversión. Los pozos declinan, la presión de los reservorios disminuye y cada nuevo barril suele requerir mayores intervenciones. Por eso, el dato relevante no es únicamente cuánto puede crecer la producción después de una inversión, sino cuánto volumen puede evitarse perder respecto de la curva natural de declinación. Ese concepto es especialmente importante para interpretar la actividad de PAE en Chubut.

Recuperar petróleo que ya está allí

La recuperación terciaria aparece cuando los mecanismos convencionales y la recuperación secundaria dejan una cantidad importante de petróleo atrapada en el reservorio. La utilización de polímeros busca modificar las propiedades del agua que se inyecta en la formación para mejorar su capacidad de desplazar el crudo hacia los pozos productores.

Los datos que Vibra News trabajó en esta serie muestran que durante julio aproximadamente 2.300 metros cúbicos diarios de la producción chubutense estaban asociados con mecanismos de recuperación asistida, incluyendo áreas como Manantiales Behr, Diadema, Escalante-El Trébol, Anticlinal Grande-Cerro Dragón y El Tordillo. Ese volumen equivalía aproximadamente a uno de cada ocho metros cúbicos producidos en la provincia, lo que muestra que estas técnicas ya forman parte de la estructura productiva de Chubut.

El proyecto de PAE amplía esa lógica a una escala considerablemente mayor. Las 22 plantas de polímeros y los centenares de pozos incluidos en el programa muestran que la discusión sobre el futuro petrolero provincial pasa cada vez más por cuánto recurso remanente puede hacerse técnicamente recuperable.

La reconversión de 2025 también abrió la puerta al shale gas

El acuerdo del año pasado tuvo además otro componente: PAE comprobó la existencia de shale gas en la formación D-129 y obtuvo autorización para reconvertir Cerro Dragón en una concesión no convencional. El plan piloto contempla cinco pozos de hasta 3.500 metros de profundidad vertical y ramas horizontales de hasta 3.000 metros. Uno de ellos ya había sido perforado con una rama lateral de 1.500 metros y 25 etapas de fractura, según informó la compañía.

La importancia de este antecedente no consiste en afirmar que Chubut ya tiene una nueva Vaca Muerta. Eso todavía debe demostrarse. El piloto busca determinar si el shale gas encontrado puede transformarse en una producción comercialmente sustentable. Pero sí muestra que PAE trabaja simultáneamente sobre dos horizontes: mantener y recuperar más petróleo convencional y evaluar un posible desarrollo no convencional para el futuro.

Más de US$17.000 millones en la Cuenca del Golfo San Jorge

La inversión actual también puede observarse dentro de una trayectoria de mayor plazo. PAE informa haber invertido más de US$17.000 millones entre 2000 y 2024 en la Cuenca del Golfo San Jorge. Esa cifra debe manejarse con cuidado: comprende operaciones en Chubut y Santa Cruz y no corresponde atribuirla íntegramente a territorio chubutense.

En 2024, la compañía informó además que en la cuenca produjo más de 80.000 barriles diarios de petróleo, 6,1 millones de metros cúbicos diarios de gas y perforó 182 pozos nuevos. Esos datos corresponden a las operaciones regionales de PAE en Golfo San Jorge y sirven para dimensionar la escala de un sistema que necesita perforación, mantenimiento e intervención permanentes para continuar funcionando.

PAE y el sostenimiento de la producción

Los datos provinciales muestran una tendencia que no puede soslayarse: Chubut pasó de producir aproximadamente 8,71 millones de metros cúbicos de petróleo en 2019 a 7,19 millones en 2025. Sin embargo, atribuir esa reducción directamente a una empresa sería incorrecto. La provincia cuenta con numerosas áreas y operadores y atraviesa el declino propio de una cuenca convencional madura.

La lectura inversa también es válida. En campos de este tipo, buena parte del capital invertido tiene como finalidad compensar barriles que naturalmente se perderían. No existe información suficiente para calcular con precisión cuánto mayor habría sido la caída de Cerro Dragón sin las inversiones realizadas, por lo que sería imprudente asignar una cifra. Pero sí puede afirmarse que perforaciones, workovers, recuperación secundaria y terciaria son herramientas específicamente destinadas a sostener producción.

En ese sentido, el papel de PAE no debería medirse únicamente preguntando cuánto aumenta Cerro Dragón de un año a otro. También debe observarse cuánto volumen logra mantener una operación que, sin reinversión, tendría una curva descendente más pronunciada.

El objetivo: 24 millones de barriles adicionales

El proyecto del RIGI incorpora ahora una referencia que permite medir ese esfuerzo con mayor precisión. La expectativa es recuperar alrededor de 24 millones de barriles adicionales acumulados hasta 2047. Se trata de producción incremental, es decir, petróleo que el programa estima obtener por encima de la curva que se proyectaría sin esas intervenciones.

No corresponde transformar automáticamente esos 24 millones de barriles en ingresos futuros utilizando un precio constante porque hacerlo ignoraría costos, variaciones internacionales del crudo, descuentos comerciales, impuestos y el propio cronograma productivo. El dato físico es suficientemente importante por sí solo: el proyecto pretende convertir en producción 24 millones de barriles que, bajo el escenario base, no se recuperarían de la misma manera.

El crudo Escalante mejora la ecuación

A la cuestión tecnológica se agrega el precio. El Informe 4 de Vibra News mostró que el crudo Escalante alcanzó entre enero y julio de 2026 un precio implícito cercano a US$516 por metro cúbico, equivalente a aproximadamente US$82 por barril, frente a US$430,8 por metro cúbico durante 2025.

La valorización resulta especialmente relevante para la recuperación terciaria porque los barriles obtenidos de campos maduros pueden requerir inversiones y costos operativos crecientes. Cuanto mayor sea el valor comercial del crudo, mejores pueden ser las condiciones económicas para aplicar tecnologías destinadas a extraer petróleo remanente.

Por eso no alcanza con mirar únicamente cuántos metros cúbicos produce Chubut. El análisis debe combinar volumen, precio, tecnología, costos e inversión.

Producir también significa sostener regalías

La producción petrolera tiene además una consecuencia fiscal directa. Vibra News calculó que Chubut percibió alrededor de US$229,75 millones en regalías petroleras entre enero y julio de 2026, mientras que ARECH registró aproximadamente $371.000 millones en regalías hidrocarburíferas hasta agosto.

Una mejor valorización del crudo puede compensar temporalmente una reducción de volumen, como ocurrió durante parte de 2026, pero esa dinámica tiene límites. A largo plazo, la cantidad de petróleo efectivamente producida continúa siendo la base física sobre la cual se generan regalías.

Por eso, una inversión destinada a sostener Cerro Dragón también tiene una dimensión provincial. No significa atribuir a PAE todos los ingresos por regalías de Chubut, porque existen otras compañías y áreas, pero sí reconocer que mantener la producción de uno de los mayores activos convencionales ayuda a preservar una fuente relevante de recursos públicos.

El RIGI de Cerro Dragón frente a los grandes proyectos nacionales

Dentro del mapa nacional del RIGI, el proyecto de casi US$680 millones tiene una escala menor que los desarrollos multimillonarios vinculados con GNL, Vaca Muerta o grandes obras de transporte. Los datos utilizados en los informes anteriores de Vibra News mostraban que, al 9 de septiembre de 2026, los proyectos RIGI aprobados sumaban cerca de US$49.766 millones, con petróleo y gas explicando alrededor de US$27.490 millones.

Pero la comparación exclusivamente por montos puede resultar engañosa. Un desarrollo de shale, un oleoducto de exportación y un programa de recuperación terciaria responden a necesidades diferentes. En Cerro Dragón, los casi US$680 millones no están destinados a transportar petróleo de una nueva frontera sino a extender la productividad de una infraestructura y de reservorios que ya existen.

No es solamente cuánto se invierte, sino dónde se invierte

Ése es probablemente uno de los puntos centrales de toda esta radiografía. En una cuenca joven, una gran inversión suele asociarse con incorporación rápida de nueva producción. En un campo maduro, una parte considerable del dinero puede utilizarse para evitar que la producción existente desaparezca con demasiada velocidad.

Los casi US$680 millones proyectados para Cerro Dragón tienen precisamente esa orientación: plantas de polímeros, adaptación de pozos, recuperación terciaria y tecnología aplicada sobre reservorios existentes. No buscan generar una expansión semejante a la de Vaca Muerta, sino cambiar la trayectoria futura de un campo maduro, logrando que produzca más y durante más tiempo de lo que haría sin esas intervenciones.

Cerro Dragón frente al nuevo mapa energético argentino

Neuquén atraviesa una expansión acelerada basada en Vaca Muerta, mientras Chubut se encuentra en otra etapa de su historia petrolera. La provincia todavía conserva una plataforma productiva importante, pero gran parte de sus principales yacimientos lleva décadas de explotación y requiere cada vez más tecnología para mantener volúmenes.

En ese escenario, el papel de PAE aparece ligado a la continuidad y optimización de Cerro Dragón. No se trata de presentar a una compañía como solución única de una cuenca completa, pero tampoco de analizar la producción provincial ignorando las inversiones realizadas para amortiguar su declino.

La iniciativa de US$680 millones encaja precisamente allí: no promete transformar Cerro Dragón en Vaca Muerta, sino obtener una mayor cantidad de petróleo de un recurso convencional conocido y extender su vida productiva.

La verdadera medición vendrá después

Como en cualquier proyecto de inversión, el anuncio deberá contrastarse finalmente con resultados. Habrá que observar cuánto de los casi US$680 millones se ejecuta efectivamente, cuántas de las 22 plantas entran en funcionamiento, cuántos pozos son intervenidos y cuánto petróleo incremental termina produciéndose.

La estimación de 24 millones de barriles ofrece una referencia concreta contra la cual evaluar el programa en los próximos años. Del mismo modo, el plan firmado en 2025 podrá medirse según el resultado de los cinco pozos no convencionales y la evolución de las intervenciones de recuperación terciaria comprometidas entonces.

Los números anunciados permiten dimensionar el esfuerzo. La ejecución y la producción permitirán medir el resultado.

Una continuidad de inversión entre 2025 y 2026

Visto de esta manera, el proyecto de casi US$680 millones no necesita ser sumado artificialmente con el acuerdo anterior para ganar relevancia. El monto ya es significativo por sí mismo y, sobre todo, tiene un objetivo productivo concreto: sostener y ampliar la recuperación de petróleo convencional en Cerro Dragón.

El acuerdo firmado en 2025 sirve como antecedente porque muestra que la estrategia de PAE sobre el área no comenzó este año. Primero se avanzó con la reconversión de la concesión, un plan piloto no convencional, recuperación terciaria en más de 50 pozos y hasta US$230 millones de inversión comprometida durante cinco años. Ahora aparece una segunda escala, con casi US$680 millones orientados a ampliar fuertemente las técnicas de recuperación mejorada.

No hace falta exagerar para que el dato tenga peso. PAE está planteando una inversión de casi US$680 millones sobre uno de los principales activos petroleros de Chubut, después de haber asumido compromisos de inversión en 2025 vinculados con la reconversión y el desarrollo futuro de Cerro Dragón.

Para una provincia que enfrenta el desafío de sostener la producción de una cuenca madura, ése es probablemente el dato más importante: el petróleo sigue allí, pero cada vez necesita más tecnología, recuperación e inversión para continuar convirtiéndose en producción.