Pan American Energy (PAE) confirmó la extracción no convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge desde hace más de un año y medio. Los registros oficiales revelan un arranque con números superiores a los inicios de YPF en Neuquén, aunque el ritmo de expansión guarda cautela frente al potencial real del yacimiento.
Frente al acelerado declive productivo de los yacimientos maduros tradicionales que afecta a la provincia de Chubut y al conjunto de la Cuenca del Golfo San Jorge, la industria petrolera ha comenzado a jugar sus primeras fichas en el terreno no convencional. La gran apuesta para frenar la caída productiva y torcer la curva decreciente de los últimos años está concentrada en la formación D-129, ubicada en el yacimiento Cerro Dragón, donde la operadora Pan American Energy (PAE) lleva adelante sus primeros ensayos de perforación y estimulación hidráulica.
Durante su participación en la cumbre AOG Patagonia 2026 celebrada en Neuquén, el CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, terminó con las especulaciones y confirmó formalmente que la compañía ya se encuentra extrayendo hidrocarburos no convencionales en la región:
«Hoy estamos produciendo shale gas. No se sabe, no se anuncia, no se dice, pero es la realidad. Hace más de 18 o 20 meses que estamos produciendo. Abre una posibilidad muy interesante, pero todavía no es suficiente; estamos en la etapa que Vaca Muerta atravesaba entre 2007 y 2009. Estoy convencido de que va a aparecer una nueva cuenca no convencional. No va a ser Vaca Muerta, ni mejor ni peor; no importa», señaló el ejecutivo.
Los números del shale gas en la D-129: 2025 vs. 2026
Según datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación analizados por El Extremo Sur, el desarrollo no convencional en Cerro Dragón ha registrado un avance paulatino pero firme. En la totalidad del año 2025, PAE alcanzó una producción acumulada de 19.242 Barriles Equivalentes de Petróleo (BEP) —lo que equivale a unos 3,2 millones de metros cúbicos de shale gas—. Por su parte, durante los primeros nueve meses de este 2026, la extracción en la D-129 sumó 14.690 BEP (aproximadamente 2,4 millones de $m^3$).
A diferencia de otros desarrollos gasíferos, el 100% del recurso extraído en Cerro Dragón corresponde estrictamente a shale gas (alojado en rocas arcillosas o pizarrosas de alta complejidad) y no a tight gas (ubicado en arenas compactas). Para alcanzar estos volúmenes, la compañía completó tres pozos horizontales en los últimos 18 meses, utilizando técnicas de fractura hidráulica (fracking) que alcanzaron extensiones de 1.500 metros en la rama horizontal y hasta 25 etapas de fracturación.
La comparativa histórica: La D-129 de Chubut frente a los inicios de Vaca Muerta
Para dimensionar el verdadero alcance de la formación D-129, resulta indispensable trazar un paralelismo con los primeros años de YPF en la Cuenca Neuquina (entre la gestión de Repsol y la posterior nacionalización del 51% de las acciones). Si bien ambas cuencas poseen orígenes geológicos totalmente distintos —la D-129 es de origen lacustre profundo (lago) mientras que Vaca Muerta se formó como lecho marino—, la comparación del año de arranque muestra matices interesantes:
| Parámetro / Indicador | D-129 (PAE – Chubut) | Vaca Muerta (YPF – Neuquén) |
| Producción Primer Año | 19.242 BEP (Año 2025) | 16.001 BEP (Año 2011) |
| Producción Segundo Año | 14.690 BEP (Parcial 9 meses 2026) | 52.951 BEP (Año completo 2012) |
| Extensión de pozos horizontales | 1.500 metros | 600 metros |
| Etapas de fractura (promedio) | Hasta 25 etapas | 3,4 a 4,3 etapas |
| Tecnología aplicada | Curva de aprendizaje acumulada (2025-2026) | Ensayos e inexperiencia inicial (2011-2012) |
La gran ventaja con la que cuenta PAE respecto al desembarco inicial en Vaca Muerta radica en los más de 15 años de conocimiento técnico acumulado en la industria del fracking. En 2011, YPF realizaba sus primeros pozos con apenas 600 metros de extensión horizontal y poco más de 3 etapas de fractura; hoy, PAE perfora el subsuelo chubutense con estándares tecnológicos de última generación.
Sin embargo, a pesar de contar con pozos mucho más largos y mayor número de fracturas, los rindes parciales de la D-129 en este 2026 muestran que el incremento del volumen aún no logra emular el salto exponencial que dio Vaca Muerta a partir de 2013 tras la firma del acuerdo entre YPF y Chevron.
Claves y futuro del escenario energético en la cuenca
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Doble estrategia para frenar el declive: Junto con los proyectos de exploración en la D-129, la industria petrolera en Chubut apuesta fuertemente a la expansión de la recuperación terciaria mediante la inyección de polímeros, buscando exprimir al máximo los yacimientos convencionales maduros.
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Horizonte de inversión cauteloso: Aunque la productividad de los pozos de shale gas en Cerro Dragón todavía no alcanza los niveles óptimos deseados por la compañía, el hecho de sostener la producción continua durante más de 18 meses confirma la viabilidad técnica del reservorio.
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Monitoreo de resultados: El futuro de la Cuenca del Golfo San Jorge dependerá de la continuidad del plan de perforaciones de PAE y de la publicación de nuevos datos oficiales que permitan evaluar si la D-129 puede escalar a un desarrollo comercial masivo o si quedará como un valioso complemento de la matriz energética regional.