Pan American Energy (PAE) presentará al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) un proyecto de u$s 680 millones para aplicar recuperación terciaria en Cerro Dragón, el yacimiento convencional más productivo del país. Según la comunicación difundida por News el 28/5/2026, la inversión incluirá 22 plantas de inyección de polímeros, la preparación de casi 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, y permitiría producir 24 millones de barriles acumulados de incremento hasta la finalización de la concesión en 2047, con un pico estimado de 11.300 barriles por día. Hoy Cerro Dragón reporta 70.000 bpd de crudo y 9 millones de m3 de gas (según News, 28/5/2026).

¿Qué incluye la inversión y por qué importa?

El proyecto de recuperación terciaria busca sacar petróleo remanente mediante inyección de polímeros —técnica que aumenta la viscosidad del fluido para desplazar mayor cantidad hacia pozos productores— y se aplica cuando la recuperación primaria y secundaria ya no son suficientes. En números: 22 plantas de inyección, ~220 pozos inyectores y ~650 pozos productores forman la hoja de ruta operacional (según News, 28/5/2026). Además, PAE informó que ejecutará en paralelo un plan piloto no convencional por u$s 250 millones tras obtener una concesión Cench en Chubut. El dato clave es que la inversión busca frenar el declino de una cuenca madura: Cerro Dragón llegó a producir 90.000 bpd en su pico histórico, equivalente al 22% del crudo convencional del país, y hoy está en 70.000 bpd (según News). Recuperar capacidad significa mantener exportaciones, regalías y empleo en la cuenca San Jorge.

¿Cómo impacta esto en el mercado argentino?

Desde la lente de bolsillo y macro: 11.300 bpd adicionales en su pico no transforman los balances fiscales por sí solos, pero suman oferta exportable y divisas. Este pedido llega tras la extensión del RIGI al upstream dispuesta por el Gobierno en febrero; desde entonces varias empresas presentaron proyectos millonarios al régimen: Pampa u$s 4.500 millones, Tecpetrol u$s 2.400 millones, Pluspetrol u$s 12.000 millones, GeoPark u$s 1.000 millones, YPF u$s 25.000 millones y Chevron >u$s 10.000 millones (según News, 28/5/2026). El paquete total que busca incentivos implica potenciales ganancias en reservas y en actividad, pero también compromisos fiscales y efectos sobre la cuenta de capital. Por eso apoyamos la búsqueda responsable de financiamiento y la transparencia, y exigimos un ancla macro creíble para que esas inversiones realmente contribuyan a acumulación ordenada de reservas y no a volatilidad cambiaria. Para más contexto sobre el régimen y su ampliación, ver el envío al Congreso del Súper RIGI (https://prensalibreonline.com.ar/politica/el-gobierno-envio-al-congreso-el-super-rigi-y-la-ley-de-lobb-2026-05-28).

¿Qué significa para Chubut y la actividad local?

PAE destaca que la inversión incrementará ingresos por regalías y reactivará zonas de la cuenca que antes no eran económicas (según News, 28/5/2026). En términos prácticos eso suele traducirse en mayor movimiento de servicios petroleros, empleo local y demanda de logística: la preparación de cientos de pozos implica contratos con proveedores y pymes locales. Sin embargo, los beneficios no son automáticos: dependen de la ejecución técnica, del precio internacional del crudo y de la gestión de regalías y permisos provinciales. Además, la coexistencia de proyectos convencionales y no convencionales (el piloto de u$s 250 millones en shale gas) plantea debates ambientales y de ordenamiento territorial que los gobiernos provinciales deben gestionar con transparencia. Desde la lente del comerciante: más actividad puede mejorar la demanda local, pero también presionar precios de insumos y alquileres si la planificación es débil.

Riesgos, financiamiento y la necesidad de condiciones claras

Los proyectos petroleros grandes enfrentan riesgos técnicos, de mercado y de financiación. La recuperación terciaria es costosa y su rentabilidad depende del precio del crudo y del tipo de cambio en que se contraten insumos. Además, los incentivos fiscales o regulatorios que otorga el RIGI representan un costo de oportunidad fiscal. Con montos presentados al régimen por miles de millones, la transparencia en los acuerdos, cláusulas de reporting y condicionalidades es esencial para evitar subsidios improductivos. Reiteramos nuestra posición: apoyamos la búsqueda responsable de financiamiento y la transparencia, protecciones para pymes y consumidores, alivios condicionados a información pública y, sobre todo, un ancla macro creíble para que la inversión privada se traduzca en empleo, divisas y estabilidad en lugar de volatilidad. Sin ese ancla, grandes proyectos pueden sumar producción pero no resolverán problemas estructurales de la economía.