Autor: Mejor Energía

  • Licitación y futuro de la PIAP: Nación ratifica que avanza el plan del Gobierno para reactivar la planta de Arroyito

    Licitación y futuro de la PIAP: Nación ratifica que avanza el plan del Gobierno para reactivar la planta de Arroyito

    El Gobierno nacional confirmó que avanza en el proceso para concesionar la explotación y operación de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP), ubicada en la localidad de Arroyito, tras el vencimiento del contrato operativo que vinculaba a la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) con la Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería (ENSI) el pasado 31 de octubre.

    A través del informe de gestión presentado por el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, ante la Cámara de Diputados, la administración central ratificó que el organismo nacional elabora actualmente los informes técnicos y los pliegos licitatorios para la reactivación y el «revamping» de la unidad productiva, una pieza estratégica para el autoabastecimiento del sector nuclear en la Argentina.

    La reactivación de la planta neuquina, comunicada de manera oficial el 23 de enero de 2026, representa un punto de inflexión para la industria energética de la provincia. Según el detalle del reporte oficial, la CNEA proyecta un procedimiento licitatorio para concesionar la operación integral de la planta.

    Mientras se completan los estudios preliminares para la convocatoria, el organismo nacional asumió las tareas necesarias para garantizar el mantenimiento de los activos, la seguridad ambiental y la integridad del personal afectado, debido a que el contrato con ENSI finalizó su plazo de ejecución hace seis meses. Esta iniciativa se da en el contexto de un Plan Nuclear presentado por la administración nacional en diciembre de 2024 que “todavía no entró en vigencia”, tal como expresó Adorni a los legisladores.

    Según la explicación oficial, la ejecución de las políticas dirigidas al área debe realizarse de manera progresiva, supeditada a la evolución de cada iniciativa particular y a la articulación de las capacidades existentes. Pese a esta demora en la puesta en marcha operativa, el Gobierno ratificó que la política nuclear permanece como “una prioridad en la agenda de gestión”, destacando que la reciente creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares permitió establecer la conducción estratégica necesaria para coordinar el fortalecimiento de la Argentina en el mercado internacional.

    Para Neuquén, el futuro de la PIAP no solo implica una cuestión de relevancia productiva y tecnológica de una empresa emblemática del ecosistema nuclear, sino que involucra directamente el esquema societario de la Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería. Actualmente, la provincia cuenta con una participación del 51 % del capital social de la firma, mientras que el 49 % restante pertenece a la CNEA. El informe de Adorni aclaró que, al día de la fecha, no existe ninguna instrucción referida a un cambio en esta composición institucional, aunque sí se confirmó que se llamará a una asamblea para conformar un nuevo directorio que responda a la etapa que se inicia.

    El proceso de modernización o «revamping» es la clave para que la planta de Arroyito vuelva a ser competitiva. El Ejecutivo nacional señaló que, para celebrar cualquier nuevo convenio que comprenda estas obras de actualización, es imperativo formalizar el procedimiento licitatorio correspondiente, en el cual la CNEA cumplirá el rol de organismo convocante, evaluador de ofertas y, eventualmente, autoridad concedente una vez que el contrato de concesión entre en vigencia.

    La urgencia por recuperar la producción local queda en evidencia al analizar las estadísticas de importación de agua pesada. El informe de Jefatura de Gabinete transparentó que, ante la parálisis de la PIAP, la Argentina debió destinar divisas para abastecer a las centrales nucleares nacionales en los últimos años.

    En 2022, se importaron 20.983 kilogramos desde Rumania por un total de US$5,3 millones. En 2025, la situación se repitió con la compra de 18.000 kilogramos a la India, bajo una contratación directa de US$9,9 millones, luego de que una licitación previa resultara desierta. Estas cifras subrayan el impacto económico de mantener la planta neuquina fuera de servicio.

    En cuanto al Plan Nuclear Argentino, anunciado por el presidente Javier Milei en diciembre de 2024, el informe oficial admitió que el programa todavía no entró en vigencia de manera formal, ya que se desarrolla actualmente bajo la órbita de la Subsecretaría de Política Nuclear. No obstante, el Gobierno destacó como hitos de gestión la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares mediante el Decreto 866/2025 y la reciente designación de sus autoridades. Esta nueva estructura estratégica tiene la tarea de coordinar las líneas de trabajo orientadas al desarrollo tecnológico y al fortalecimiento de la posición del país en el mercado internacional.

    Uno de los puntos de mayor sensibilidad para el sector es la situación del capital humano calificado. El Ministerio de Economía informó que, desde la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares, no se suscribieron nuevos contratos de transferencia de tecnología y respecto a la posible salida de personal científico hacia el exterior, el Ejecutivo afirmó que no cuenta con «evidencia empírica» de que los técnicos migren a compañías extranjeras. El informe oficial sostiene que la política actual se orienta a un uso eficiente de los recursos humanos, aunque aclaró que la permanencia de los agentes responde a decisiones individuales en el marco de la libertad profesional.

    La partida presupuestaria asignada para el sostenimiento del complejo de Arroyito corresponde a la partida 105 del Servicio Administrativo Financiero del Estado Nacional. Con la elaboración de los informes técnicos preliminares en marcha, la provincia de Neuquén espera precisiones sobre los tiempos de la convocatoria, que el Gobierno prometió concretar «a la mayor brevedad posible».

    La reactivación de la PIAP se inscribe en un contexto global donde la energía nuclear vuelve a ganar terreno como fuente de base libre de emisiones. En este sentido, el informe de Adorni vincula la recuperación de la capacidad de producción de agua pesada con la evaluación de nuevos proyectos, entre los que figura el reactor modular SMR en el predio de Atucha, mencionado como el primer paso del plan estratégico nacional.

    Mientras tanto, en la zona de Arroyito, el foco está puesto en la transición del esquema de mantenimiento directo de la CNEA hacia la nueva concesión que definirá el perfil industrial de la planta por los próximos años.

     

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  • Los bloques del futuro: Vaca Muerta redefine su próxima expansión

    Los bloques del futuro: Vaca Muerta redefine su próxima expansión

    La próxima frontera de Vaca Muerta también se define en expedientes, regímenes de incentivo y licitaciones. La aspiración de Vista Energy de incorporar Águila Mora y Bandurria Norte al RIGI, el pedido de Pluspetrol para que su desarrollo en Bajo del Choique-La Invernada ingrese al régimen, el proyecto de Tecpetrol para llevar Los Toldos II Este al mismo esquema, y la decisión provincial de avanzar en mayo con una licitación de 15 nuevas áreas componen una misma postal de los dos últimos meses. Una que está marcada por nuevos posicionamientos, ampliaciones de redes de transporte y apertura del mercado internacional, que suma el contexto de crisis y volatilidad desde Medio Oriente como otro factor que talla el mercado del futuro.

    Así el RIGI no aparece solo como una herramienta fiscal o financiera, sino como un filtro estratégico. Podría acelerar proyectos y también marcará una diferencia sustancial entre quienes logren entrar en ese esquema.

    Vista ya consolidó un perfil de crecimiento con foco en productividad, eficiencia operativa y concentración de capital en áreas de alto potencial. Es un jugador diferente: se fondeó en el mercado y generó su propia impronta. En ocho años, se erigió como acto disruptivo. Y busca afianzar ese crecimiento notable.

    Que ahora aspire a incluir Águila Mora y Bandurria Norte dentro del RIGI muestra que el objetivo no es solo ampliar inventario, sino asegurar condiciones para transformar su acreage en desarrollo masivo, con una mirada ampliada de mediano y largo plazo en su rol como productora central para entender el auge del shale oil y su salida al mundo.

    La empresa prepara la documentación técnica para presentar la solicitud formal hacia el final del segundo trimestre de 2026 ante el Ministerio de Economía.

    En su llamada con inversores de esta semana, el presidente de la empresa, Miguel Galuccio, explicó que el impacto del RIGI es “muy positivo” y que los incentivos fiscales mejoran las tasas de retorno de bloques no desarrollados, que de otro modo no serían priorizados en el plan de desarrollo hasta aproximadamente 2030.

    El shale argentino da forma a una carrera de ejecución de cara a las exportaciones.

    Lo de Pluspetrol es parte de la misma lectura complementaria. La empresa pidió ingresar al RIGI para su desarrollo en Bajo del Choique-La Invernada, un activo que llegó a su cartera tras la compra de dos bloques a ExxonMobil. Es un jugador que compró activos para empezar a construir una nueva etapa de desarrollo.

    Mientras en el ciclo actual algunos actores globales ajustan portafolios, otros actores, con mayor foco local o regional, ven una oportunidad para capturar valor en activos que necesitan inversión intensiva y continuidad técnica. Si el RIGI permite acelerar ese desarrollo, Pluspetrol puede transformar una adquisición en una plataforma de crecimiento.

    El caso de Tecpetrol suma otra pieza al mismo tablero. La compañía del Grupo Techint, junto a Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), presentó el proyecto Los Toldos II Este al RIGI, con una inversión inicial prevista de 2.400 millones de dólares hasta 2028 y una meta productiva de 70.000 barriles diarios para el 2027. El desarrollo está ubicado en el norte de Vaca Muerta, cerca de Rincón de los Sauces, y apunta a consolidar otro polo de crecimiento petrolero fuera del eje más tradicional de Añelo.

    Los Toldos II Este tiene además un valor simbólico para Tecpetrol: es la búsqueda de trasladar al shale oil parte del aprendizaje que la compañía construyó con Fortín de Piedra en gas.

    El proyecto contempla una escala intensiva de desarrollo, con perforación masiva, infraestructura de procesamiento y conexión con los sistemas de evacuación. En el norte neuquino, Tecpetrol puede convertirse en otro actor clave para ampliar el mapa productivo y darle más densidad al crecimiento alrededor de Rincón de los Sauces.

    La licitación que la provincia lanzará en mayo para 15 nuevos bloques completa el cuadro. Hay actores internacionales que testean al gobierno provincial para acceder a nuevas áreas. El caso permite diversificar el foco actual, para ampliarse con nuevas áreas hacia el desarrollo de otros hubs. Así Plaza Huincul y Cutral Co (Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas), con los proyectos de gas para el LNG Argentina y Rincón de los Sauces, con nuevos proyectos petroleros, podrían recibir su parte respecto de este momento de crecimiento. 

    En el terreno, el ímpetu por los nuevos bloques se traduce en la ampliación del transporte de crudo (VMOS debería estar terminado para finales del año) y los nuevos gasoductos para el abastecimiento del proceso del GNL, entre Vaca Muerta y el Golfo San Matías.

     

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  • Energía y talento: el plan de YPF y Neuquén para transformar Vaca Muerta en motor exportador

    Energía y talento: el plan de YPF y Neuquén para transformar Vaca Muerta en motor exportador

    «No es solo una roca; es una turbina que puede equilibrar definitivamente el avión de la economía argentina». Con esa metáfora, Horacio Marín (YPF) y Rolando Figueroa (Neuquén) sintetizaron la magnitud del desafío que enfrentan.

    En el auditorio Ticmas de la Feria del Libro, ambos líderes dejaron en claro que el país está ante un cambio de paradigma: pasar del autoabastecimiento a la exportación masiva de energía al mundo.

    Para el CEO de YPF, Vaca Muerta ha entrado en una fase de verticalidad absoluta. Marín anunció que, tras la firma del financiamiento estratégico, la actividad de la compañía se triplicará respecto a los niveles históricos.

    «Argentina ya superó los 850.000 barriles diarios este año, rompiendo récords de casi un siglo. El objetivo es llegar al millón de barriles de exportación para 2033», proyectó con frialdad técnica.

    Marín comparó este proceso con un «tornado» virtuoso donde todos los actores (Estado, provincias, gremios y privados) deben alinearse.

    Su foco está puesto en la productividad a través de la formación: «Si una persona no sabe lo que está haciendo, es un riesgo. Por eso el Instituto Vaca Muerta es clave; vamos a certificar a 15.000 trabajadores en los próximos años. En Houston o Canadá no existe tecnología de simulación en tiempo real como la que tenemos hoy en Neuquén».

    El CEO de la petrolera fue tajante sobre las reglas del juego: «La riqueza no la genera el Estado, la generan los privados. Pero para eso necesitamos ser business friendly. Vaca Muerta es para exportar, y para atraer los billones de dólares necesarios, las reglas deben ser claras y sostenidas».

    Por su parte, el gobernador Rolando Figueroa aceptó el desafío pero puso condiciones territoriales. Su discurso giró en torno a la administración de la abundancia para evitar que el crecimiento se convierta en caos.

    «Vaca Muerta derrama en todo el país: el 42% queda en el Estado Nacional y el resto se coparticipa. Sin embargo, el impacto social y de infraestructura ocurre en Neuquén», advirtió.

    Figueroa reveló la cara oculta del éxito: la presión migratoria. Con 21.000 nuevos residentes por año, la provincia se ve obligada a una expansión de servicios frenética.

    «Necesito 160 aulas nuevas por año solo para los hijos de los migrantes. Por eso les pedimos tres cosas a las operadoras: becas para nuestros jóvenes (20.000 becas activas), capacitación de mano de obra local y, fundamentalmente, infraestructura», explicó el gobernador.

    Su visión es la de una «comarca en función de la roca», donde la industria ayude a pagar la deuda social. «Hicimos un gasoducto para que el norte neuquino tenga gas, porque era inaceptable que el criancero viera pasar el caño hacia Chile mientras él se cocinaba con leña. El camino es un win-win: si le damos rutas a la industria, ellos ahorran 22 millones de dólares al año en logística y nosotros ganamos conectividad para el turismo», subrayó Figueroa.

    El punto de encuentro entre ambos líderes fue la soberanía energética. Marín destacó que YPF está enviando 15 profesionales por año a realizar másteres en Estados Unidos para liderar la transición, mientras Figueroa remarcó que el «obelisco debe curarse de la miopía» y entender que la Patagonia es hoy el motor del país.

    «Estamos creando una nueva Pampa húmeda, pero sin riesgo climático», concluyeron. El acuerdo es tácito: YPF pone la inversión y la tecnología para extraer el recurso al costo más bajo posible, y Neuquén garantiza el marco de seguridad política, social y educativa para que Vaca Muerta no sea solo un boom pasajero, sino una transformación generacional.

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  • Vista aplicará al RIGI para acelerar el desarrollo de dos áreas en Vaca Muerta

    Vista aplicará al RIGI para acelerar el desarrollo de dos áreas en Vaca Muerta

    Vista Energy prepara la documentación técnica para incluir los bloques Águila Mora y Bandurria Norte dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). La compañía presentará la solicitud formal hacia el final del segundo trimestre de 2026 ante el Ministerio de Economía, lo que la operadora afirma que le permitirá adelantar los plazos de inversión en activos que no tenían prioridad en el plan de desarrollo original.

    Consolidada como la segunda petrolera en producción de crudo de Vaca Muerta y la principal exportadora del sector, reportó un sólido incremento interanual en su producción durante el primer trimestre de 2026, tal como se reflejó en los resultados del período presentados al mercado. En ese marco Miguel Galuccio, presidente y CEO de la firma, anunció que “actualmente se está preparando la documentación para aplicar al RIGI para dos de nuestros bloques”.

    “Son dos áreas de desarrollo futuro Águila Mora y Bandurria Norte. Una vez que se cierre la operación con Equinor, tendremos un mejor entendimiento de Bajo del Toro, que creo que también podría aplicar, aunque esa solicitud debería ser presentada por su operador, YPF”, explicó.

    En la call con inversores para la presentación de Resultados del Primer Trimestre, Galuccio dijo que planea presentar la documentación hacia el final del segundo trimestre. “Luego, el Ministerio de Energía debe analizar la información antes de su aprobación. El impacto del RIGI es muy positivo”, señaló el directivo ante inversores y analistas del sector energético.

    “La mejora en las tasas de retorno de estos bloques debido a los incentivos fiscales es un fuerte estímulo para acelerar el capex en estos bloques no desarrollados, que de otro modo no serían priorizados en nuestro plan de desarrollo hasta aproximadamente 2030”, detalló Galuccio sobre el esquema de incentivos en la Argentina.

    La empresa proyecta que la adhesión al régimen permitirá un incremento en la producción anual de 140.000 a 143.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d). Este ajuste en las metas para 2026 responde al desempeño de la campaña de perforación y a la eficiencia en los costos de extracción. La mayor actividad operativa derivará en un volumen adicional de un millón de barriles con destino exclusivo a los mercados de exportación.

    Vista al presentar los resultados del primer trimestre de 2026, resaltó haber alcanzado una producción total de 134.741 barriles equivalentes por día (boe/d), lo que representa un incremento del 67% en comparación con el primer trimestre de 2025.

    El crecimiento estuvo impulsado por la incorporación del 50% del bloque La Amarga Chica, concretada en abril de 2025, y la perforación de pozos nuevos en sus áreas operadas. Con esto la producción de petróleo promedió 116.655 barriles diarios (bbl/d), con una suba interanual del 68% respecto al primer trimestre de 2025.

    Los ingresos totales del trimestre alcanzaron los US$ 694,3 millones, lo que representa un incremento del 58% frente al primer trimestre de 2025. La compañía continuó mejorando sus indicadores de eficiencia, y el costo de extracción se ubicó en US$ 4,3 por barril equivalente (boe), un 8% por debajo del nivel registrado en el primer trimestre de 2025.

    A su vez, los gastos comerciales, fueron US$ 3,8 por boe, un ahorro de 41% con respecto al año anterior. El EBITDA ajustado se ubicó en US$ 450,8 millones, con una suba del 64% respecto al mismo período del año anterior.

    El margen de EBITDA ajustado alcanzó el 65%, lo que implica una mejora de 3 puntos porcentuales frente al primer trimestre de 2025, impulsado por ahorros de costos que compensaron la baja del precio del crudo en el primer trimestre comparado con año anterior.

    Las exportaciones continuaron ganando peso en el negocio: los ingresos netos por ventas externas de petróleo y gas totalizaron US$ 431,0 millones, equivalentes al 64% de los ingresos totales. Con este desempeño la compañía registró una ganancia neta de US$ 107,7 millones, frente a los US$ 82,8 millones registrados en el primer trimestre de 2025.

    Finalmente, durante el trimestre, Vista invirtió US$ 391,2 millones, destinados principalmente al desarrollo de Vaca Muerta, con la perforación de 19 pozos, la completación de 25 pozos y la conexión de 23 nuevos pozos, junto con obras de infraestructura y proyectos de soporte operativo.

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  • El ENARGAS actualiza su normativa para obras de gas y reduce plazos de evaluación

    El ENARGAS actualiza su normativa para obras de gas y reduce plazos de evaluación

    El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) aprobó una nueva reglamentación para la autorización de obras de expansión de redes de gas, marcando un cambio significativo en la normativa vigente desde 2009.

    La Resolución 435/2026, publicada en el Boletín Oficial, establece nuevos criterios para evaluar los proyectos y mejora la transparencia en los trámites, aplicando herramientas digitales y ajustando los costos a parámetros más realistas.

    Entre los cambios más relevantes, se destaca la reducción del horizonte de análisis de 35 a 10 años. Este ajuste busca que las proyecciones de demanda sean más precisas y estén alineadas con los ciclos reales de crecimiento, lo que permitirá una mejor planificación en las obras de expansión de redes de gas.

    Además, la nueva normativa modifica el esquema de cálculo de costos, dejando atrás el modelo basado en márgenes tarifarios y sustituyéndolo por costos marginales reales, calculados a partir de declaraciones juradas que serán ajustadas de acuerdo con una fórmula combinada de inflación. Este cambio busca que los costos se acerquen más a la realidad del sector y garantice una mayor equidad en la asignación de recursos.

    Otro de los cambios fundamentales es la eliminación del modelo de cálculo individual utilizado hasta ahora por las prestadoras. A partir de esta resolución, todas las distribuidoras deberán utilizar un aplicativo web obligatorio del ENARGAS, lo que permitirá homogeneizar y transparentar los procesos de evaluación de proyectos.

    El sistema digital también facilitará una mayor simplicidad en los trámites y reducirá la discrecionalidad en la aprobación de obras.

    La nueva reglamentación también establece que las distribuidoras deben notificar a las subdistribuidoras sobre los nuevos lineamientos y garantizarles acceso al sistema digital en un plazo de cinco días hábiles. De esta manera, se busca asegurar que el esquema de evaluación opere de forma eficiente y homogénea en todo el país.

    Este cambio se enmarca dentro de la reorganización del sector regulatorio del gas, impulsado por la creación del nuevo Ente Nacional Regulador de la Energía (ENRE), que absorberá las funciones tanto del ENARGAS como del ENRE. Sin embargo, ambas entidades mantendrán sus estructuras vigentes de forma transitoria hasta que se complete la reorganización.

    Con estos cambios, el ENARGAS busca modernizar y agilizar los procesos de autorización de obras de gas, adaptándose a los desafíos del sector energético y la creciente demanda de infraestructura.

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  • Rucci: «No quiero depender más de un partido donde te ponen a dedo»

    Rucci: «No quiero depender más de un partido donde te ponen a dedo»

    El secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci , inauguró en Añelo una nueva base política de Fuerza Neuquina y Federal, el partido que el dirigente impulsa. Fue en un acto que reunió a cientos de personas y marcó el inicio de un nuevo proyecto que, según su líder, «nace del sindicato, pero está hecho para todos los trabajadores».

    Rucci dejó en claro que su nuevo partido no estará alineado con ninguna de las grandes fuerzas políticas del país. «No me paro ni en el kirchnerismo, ni en el macrismo, ni en el mileísmo. Este partido es para los trabajadores», aseguró el líder sindical, quien rechazó cualquier intento de manipulación política desde los grandes partidos.

    Además, marcó diferencias con los tradicionales sistemas políticos: «Este partido nace con la idea de no depender más de partidos que te ponen a dedo. Acá, el que quiera un lugar tendrá que ganárselo».

    Con un discurso centrado en la necesidad de un cambio real en la política, Rucci reiteró que él mismo no será candidato. «Yo no me voy a parar frente a ustedes como candidato, pero sí quiero darles una oportunidad a ustedes», agregó, reafirmando que los lugares dentro del partido serán decididos por méritos y no por designación.

    Durante el acto, también habló Ernesto Inal , secretario general adjunto del sindicato, quien destacó la importancia de la militancia y de la capacidad de los trabajadores.

    Inal subrayó que la incorporación de mujeres al sector ha sido clave en el cambio cultural dentro de la industria, y presentó datos que muestran un aumento significativo de mujeres en la actividad petrolera, de 700 a más de 5.000 en cuatro años. «No es cuestión de género, sino de capacidad. Las mujeres se han ganado un lugar», afirmó.

    La jornada, que reflejaba la fortaleza de la organización sindical y su compromiso con los trabajadores, cerró con un llamado a la autocrítica ya la acción: «Los trabajadores podemos estar en cualquier lugar. Acá no hay mentira, hay hechos», concluyó Inal.

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  • La OPEP responde a la salida de Emiratos Árabes Unidos con un leve incremento en la producción

    La OPEP responde a la salida de Emiratos Árabes Unidos con un leve incremento en la producción

    En respuesta a la sorpresiva salida de Emiratos Árabes Unidos (EAU) de la OPEP, el bloque de productores está evaluando aumentar su producción diaria de petróleo en 188.000 barriles.

    La decisión, que será discutida en pocos días busca contrarrestar la disminución de la oferta en medio de la crisis energética global. Este incremento sería similar al aumento de 206.000 barriles diario registrado el mes anterior.

    La salida de EAU, que se formaliza el 1º de mayo, ha dejado un vacío en la organización, que ahora cuenta con 21 miembros, incluido Irán, aunque en los últimos años solo siete países, junto a EAU, han tomado las decisiones clave sobre producción.

    La guerra en el Golfo Pérsico, principal razón de la salida de Emiratos, sigue golpeando el sector, ya que la producción global de la OPEP+ cayó un 18,6% desde febrero, bajando de casi 43 millones de barriles diarios a 35 millones en marzo, según los últimos datos del organismo.

    El impacto de la crisis geopolítica y la guerra en la producción ha afectado profundamente a la industria petrolera. En este contexto, la OPEP+ continúa buscando formas de mantener la estabilidad en el mercado petrolero. El aumento de la producción de 188.000 barriles diarios se suma a los esfuerzos del grupo por asegurar un suministro estable de crudo en medio de una reducción significativa en la oferta global.

    Los países que se reunirán este domingo para tomar decisiones sobre producción son: Arabia Saudita, Irak, Kuwait, Argelia, Kazajistán, Rusia y Omán. Los miembros de la OPEP+ han sido clave en la regulación del mercado petrolero, buscando contrarrestar los efectos de la caída de la producción, mientras los precios se ven afectados por la guerra en Medio Oriente.

    Estados Unidos, por su parte, alcanzó un récord histórico en sus exportaciones de petróleo, con 6,4 millones de barriles diarios exportados en la semana que finalizó el 24 de abril, un incremento significativo respecto a los 5 millones de la semana anterior. Esto ha reducido las reservas de crudo en el país en 6,2 millones de barriles, lo que refleja la alta demanda internacional

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  • Marín y el auge del shale oil de Vaca Muerta: «El millón de barriles está al alcance»

    Marín y el auge del shale oil de Vaca Muerta: «El millón de barriles está al alcance»

    El presidente de YPF, Horacio Marín, presentó su visión estratégica sobre el futuro del sector energético argentino, destacando que el país está a punto de alcanzar una marca histórica de producción de petróleo.

    En el marco de Expo EFI, Marín confirmó que en 2026, Argentina romperá el récord de un millón de barriles diarios de crudo, consolidando así su estatus como uno de los principales productores de petróleo del mundo.

    Marín detalló que YPF está liderando una serie de iniciativas que buscan transformar la matriz energética nacional. «Hoy, el país exporta el 30% de su producción, y el consumo interno cubre 550 mil barriles diarios. El resto se destina a mercados internacionales», afirmó.

    Además, subrayó que las inversiones crecientes de la compañía, que este año alcanzarán los US$ 6.200 millones, permitirán a Argentina seguir avanzando en su camino hacia la independencia energética.

    En particular, el CEO destacó los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) como una de las principales palancas para la expansión de las exportaciones. Según explicó, la meta es que el país genere ingresos por más de US$ 30.000 millones anuales a partir de 2031.

    En este contexto, Marín explicó que las primeras exportaciones de GNL comenzarán el próximo año con un consorcio local, que incluye a Pan American Energy, YPF y Pampa Energía, entre otros actores internacionales.

    Uno de los puntos más destacados de la presentación fue el llamado de Marín a un cambio cultural dentro de la industria. «El país debe transformarse en un exportador neto de hidrocarburos. Cada barril que se produce debe encontrar su mercado», sostuvo, destacando que el proyecto de YPF contribuirá con alrededor de US$ 17.500 millones anuales entre 2031 y 2050.

    Marín también anticipó que el volumen de producción de petróleo se duplicará en los próximos dos años, lo que fortalecerá el ciclo económico del país. «YPF se encuentra en su máximo histórico operativo. Las inversiones crecen cada año, y la cantidad de equipos de perforación también aumentará considerablemente», explicó.

    En cuanto a la infraestructura necesaria para sostener este crecimiento, Marín detalló planes para construir nuevos ductos y una planta en Río Negro que se convertirá en el centro industrial de mayor envergadura de la Patagonia. Este megaproyecto tendrá un plazo de ejecución de cuatro años.

    El CEO también habló sobre los desafíos internos que enfrentó la compañía. Según reveló, durante su llegada a la empresa se le advirtió sobre un posible litigio internacional con la firma Burford, que puso en riesgo la estabilidad de YPF. Sin embargo, con una defensa judicial exitosa, la petrolera logró superar el obstáculo y enfocarse en su crecimiento sostenido.

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  • Vista abre el año con un salto productivo del 67% en Vaca Muerta y profundiza su estrategia exportadora

    Vista abre el año con un salto productivo del 67% en Vaca Muerta y profundiza su estrategia exportadora

    Vista Energy, la compañía consolidada como la segunda petrolera en producción de crudo de Vaca Muerta y la principal exportadora del sector, reportó un sólido incremento interanual en su producción durante el primer trimestre de 2026, tal como se reflejó en los resultados del período presentados al mercado.

    Este desempeño ratifica el éxito de un modelo de negocios en la cuenca neuquina, donde la firma logró escalar sus operaciones mediante una agresiva campaña de perforación y una estructura de costos cada vez más competitiva.

    Con ingresos netos por exportaciones que ya representan el 64% de su facturación total, la operadora se posiciona como uno de los actores más dinámicos en la generación de divisas dentro del sector del Oil & Gas.

    En términos de volumen, la empresa liderada por Miguel Galuccio alcanzó una producción total promedio de 134.741 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), lo que marca un impresionante salto del 67% respecto al mismo período del año anterior.

    Este crecimiento exponencial se explica por la integración estratégica del bloque La Amarga Chica y un desarrollo orgánico sostenido en sus activos principales. Específicamente en crudo, la extracción neta llegó a los 116.655 barriles diarios (bbl/d), reflejando una suba interanual del 68% que consolida su protagonismo en el desarrollo no convencional.

    La eficiencia operativa se convirtió en otro de los puntos altos del trimestre, logrando una reducción del 8% en el lifting cost, que se ubicó en apenas 4,3 US$/boe. Esta optimización fue posible gracias a la dilución de costos fijos por el mayor volumen producido y a una drástica caída del 41% en los gastos de ventas por barril equivalente, impulsada por la puesta en marcha de nueva infraestructura de transporte.

    Con un margen de EBITDA ajustado del 65%, la compañía de Galuccio demuestra una capacidad para maximizar la rentabilidad en un período en el cual no llegó a impactar plenamente el actual raid de precios internacionales por el conflicto de Medio Oriente que alteró todos los mercados energéticos, incluida la Argentina.

    La estructura de ingresos netos, que totalizó US$670,6 millones, revela una fuerte representación positiva del crudo, cuyas ventas fueron de US$650,8 millones —un 97,0% del total neto—. Este segmento experimentó un incremento del 61% interanual, a pesar de que el precio promedio realizado del petróleo, de US$60,1 por bbl, se situó un 12% por debajo de los valores del primer trimestre de 2025 debido a la dinámica de los mercados internacionales.

    No obstante, la compañía aclaró en sus documentos que la estrategia comercial permitió que el 100% de los ingresos netos por ventas de petróleo se liquidaran a precios de paridad de exportación, unificando los criterios de valor tanto para el mercado doméstico como para el externo.

    En ese sentido, el perfil exportador de la operadora alcanzó niveles históricos durante el inicio de 2026. La compañía destinó al mercado externo el 67% del volumen total de petróleo vendido durante el trimestre, por lo que los ingresos netos por exportaciones de crudo ascendieron a US$428,5 millones, lo que representa el 66% de la facturación neta por ventas de petróleo.

    La solidez de estos indicadores se refleja en un EBITDA ajustado que alcanzó los US$450,8 millones durante el trimestre, lo que representa un incremento del 64% año a año. Este resultado fue apuntalado por el fuerte crecimiento productivo, que logró contrarrestar la fluctuación de los precios internacionales del crudo, los cuales se situaron en un promedio realizado de US$60,1 bbl.

    En el frente financiero, la utilidad neta de la firma ascendió a US$107,7 millones, superando los US$82,8 millones registrados en el mismo período del ejercicio anterior. Por su parte, la utilidad neta ajustada se ubicó en US$93 millones, impulsada principalmente por el desempeño operativo y un menor gasto por impuesto sobre la renta corriente.

    Estos números subrayan la capacidad de la operadora para generar valor de manera consistente en el no convencional, manteniendo un balance robusto con una posición de caja que cerró el trimestre en US$615,1 millones.

    Para sostener este ritmo de expansión, la compañía ejecutó inversiones por un total de US$391,2 millones entre enero y marzo de 2026. La mayor parte de este capital, unos US$335,6 millones, se destinó específicamente a la perforación y completación de pozos en Vaca Muerta, logrando la conexión de 23 nuevos pozos netos durante el trimestre.

    Adicionalmente, se destinaron US$26,7 millones a instalaciones de superficie y US$28,9 millones a proyectos de tecnología y estudios geológicos, asegurando la infraestructura necesaria para continuar liderando la exportación de hidrocarburos desde la cuenca neuquina.

    Un factor determinante en la evolución financiera del período fue la puesta en marcha de Vista Energy Infrastructure S.A. (VEISA), la nueva subsidiaria dedicada al segmento de infraestructura y logística. Durante el primer trimestre de 2026, VEISA comenzó a consolidar sus operaciones, lo que implicó una inversión inicial en capital de trabajo de US$103,8 millones para la adquisición de inventarios y repuestos críticos.

    Esta estructura no solo garantiza la autonomía operativa de la firma en la cuenca, sino que también permite gestionar de manera más eficiente los proyectos de expansión de capacidad de transporte, fundamentales para sostener el flujo incremental de crudo hacia los mercados externos desde la Argentina.

    Por otro lado, la compañía aseguró que mantiene una gestión prudente de su estructura de capital, cerrando el trimestre con una deuda financiera bruta de US$1.141 millones. Al descontar la sólida posición de caja, la deuda neta se ubicó en US$525,9 millones, lo que arroja un ratio de apalancamiento de apenas 0,3 veces el EBITDA ajustado, una de las métricas más saludables de la industria.

    Asimismo, el costo promedio de la deuda descendió al 6,6%, reflejando la confianza del mercado en la solidez del proyecto del equipo conformado por Galuccio, para llevar adelante una de las petroleras más jóvenes de la cuenca.

    En cuanto a la comercialización de gas, la producción alcanzó los 1,6 millones de m³/d, con un precio promedio realizado de US$3,2 por MMBTU, impulsado por las ventas en el segmento industrial y los contratos bajo el Plan Gas.Ar, que aseguran previsibilidad en los ingresos del mercado doméstico.

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  • Vicuña: la Justicia de San Juan avala la continuidad del megaproyecto tras el conflicto con La Rioja

    Vicuña: la Justicia de San Juan avala la continuidad del megaproyecto tras el conflicto con La Rioja

    La Justicia de San Juan habilitó este martes la continuidad del proyecto minero Vicuña, un emprendimiento de cobre y oro que involucra una inversión de US$ 18.000 millones y está siendo operado por BHP y Lundin Mining.

    Esta decisión judicial se produjo en respuesta a una medida cautelar solicitada por las empresas ante un conflicto con la provincia de La Rioja, que había impuesto restricciones sobre el tránsito en una ruta provincial clave para las operaciones del proyecto.

    El conflicto interprovincial surgió luego de que La Rioja notificara la imposición de restricciones de tránsito en una ruta vinculada al proyecto Vicuña, afectando su capacidad de operar. Ante este escenario, el equipo legal de las empresas recurrió a la Justicia de San Juan, solicitando una medida preventiva para asegurar la continuidad de las actividades mineras.

    La respuesta fue favorable, con un fallo del juzgado de primera instancia que garantiza la operatividad del proyecto, destacando que solo las autoridades de San Juan tienen la facultad de suspender o bloquear las operaciones, dado que la habilitación minera otorgada por el Ministerio de Minería de San Juan se encuentra vigente.

    El proyecto Vicuña, que abarca tanto la extracción de cobre como de oro, está considerado como uno de los desarrollos mineros más importantes a nivel mundial, no solo por su magnitud, sino por su impacto económico en la región. La inversión de US$18.000 millones lo posiciona como un eje clave en la industria minera global.

    En términos de empleo, se estima que durante la fase de construcción se crearán hasta 6.000 puestos de trabajo, con un promedio de 4.000 durante el pico de actividad. Posteriormente, durante la fase de operación, la mina generará alrededor de 800 empleos directos especializados. A su vez, el proyecto promete activar una amplia red de proveedores y servicios asociados, que potenciarán el empleo indirecto y la economía regional.

    Además de sus beneficios laborales, el proyecto Vicuña tiene el potencial de transformar la matriz productiva de la región, aumentando significativamente la exportación de minerales y recursos energéticos. Sin embargo, el control de sus accesos y la distribución de recursos también ha provocado tensiones entre las provincias involucradas, especialmente en cuanto a la gestión de los recursos estratégicos que implica.

    La resolución judicial subraya la importancia de garantizar la estabilidad operativa del proyecto en el contexto de la creciente demanda de minerales en los mercados internacionales.

    Las autoridades de San Juan, por su parte, se mantienen firmes en su respaldo al emprendimiento, asegurando que Vicuña se desarrollará bajo el marco legal de la provincia, como lo establece la habilitación vigente.

    La medida cautelar garantiza que el acceso al proyecto no podrá ser bloqueado por ninguna autoridad ajena a San Juan, a menos que exista una resolución judicial posterior que revoque la habilitación.

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