Autor: Mejor Energía

A menos de tres semanas de las elecciones del 26 de octubre, cuando se renovará el Congreso de la Nación, Karina Maureira, primera candidata a diputada nacional por La Neuquinidad, estuvo en Modo Shale, por Mitre Patagonia, y dejó definiciones de campaña con anclaje en la agenda de Vaca Muerta y en la política neuquina. Desde la defensa de los recursos hasta la necesidad de revisar la coparticipación, pasando por el rol del Estado, el ambiente y la fruticultura, la periodista que ahora busca una banca en Diputados delineó su mirada federal.

—Viene del periodismo. ¿Cómo cambia la mirada ahora que es candidata?
—No quiero perder esa esencia de observar de un lado y del otro. El periodismo exige un ojo crítico e imparcial, aunque a veces la empatía nos atraviesa. Hoy tengo otro ojo crítico desde adentro de un espacio político, y eso lo hace más interesante: apoyar un modelo provincial, pero también mejorarlo.

—¿Qué significaría ocupar una banca en el Congreso?
—Sería un orgullo y una responsabilidad. Aunque seamos uno, dos o tres, el bloque de La Neuquinidad se va a reforzar porque hay intereses genuinos y similares en otras provincias. Hay que defender a las provincias de la mirada centralista.

—Ha dicho que el Gobierno nacional aplicó “metodologías crueles” al ordenar el Estado. ¿A qué se refiere?
—No es hablar en detrimento, pero se pudo ordenar de otra manera. Desde el primer día hubo métodos muy duros. Muchas personas, incluso votantes, tenían otras expectativas. Yo misma les di un voto de confianza, cansada de la grieta. Y hoy veo que revisan medidas porque se acerca una elección.

—¿Qué está en juego el 26 de octubre para Neuquén?
—La defensa de los recursos. Y la discusión sobre la coparticipación: Neuquén aporta energía y combustibles a todo el país y recibe poco a cambio. La provincia no puede seguir así: casi todo se financia con fondos propios y negociaciones originadas en torno a Vaca Muerta.

—En ese camino, ¿cómo imagina el trabajo con otros gobernadores y bloques federales?
—Me interesa mucho. El país está regionalizado y es fantástico que así sea. Yo predico los grandes bloques federales porque veo una política que intenta polarizar. Esta elección en Neuquén no está polarizada: tiene que ser la defensa de los recursos neuquinos, y para eso La Neuquinidad es quien mejor puede hacerlo.

—También mencionó la Caja previsional. ¿Qué posición sostiene?
—No se puede volver atrás con las cajas provinciales. Luchamos en los ‘90 para sostenerlas en las provincias y hay que defenderlas.

—Pasemos a Vaca Muerta. ¿Cuál es su mirada sobre la «roca madre»?
—Es la vidriera al mundo. Los ojos del mundo están sobre Neuquén. Necesitamos planificación con la provincia y con la Nación. Hay diálogo, pero debería ser mejor y más planificado.

—Con la llegada de tantas familias en busca de empleo, ¿cómo se gestiona esa situación?
—Muchos piensan que entran al petróleo de una, y no es así. El gobierno provincial termina asistiendo a esas familias. Hay que sostener el mensaje: Vaca Muerta es una gran oportunidad, pero requiere planificación y capacitación. Programas como Emplea Neuquén son claves.

—¿Y su mirada del ambiente en este esquema?
—Hay empresas que entienden la remediación y el gobierno va en buen camino. Debe hablarse claro: ¿quién se hace cargo de remediar? Celebro a las firmas que invierten. Explorar y producir es carísimo y por años entendimos que solo el privado podía hacerlo. Para mí, la inversión privada es fundamental.

—En ese sentido, ¿qué Estado propone?
—No me gusta un Estado asistencialista ni ausente. Debe estar al lado de la gente, con control inteligente y orden. Lo público no es una mala palabra: educación y universidad pública necesitan respaldo. Neuquén sostiene lo que la Nación desfinancia.

—Viene del Alto Valle. ¿Es posible convivir con la fruticultura?
—Sí, se puede convivir. Pero hay que cuidar la tierra productiva y terminar con loteos que la comprometen. Me duele ver menos productores y baja rentabilidad; hay que recuperar ese tejido.

—Para cerrar, ¿qué mensaje deja en esta campaña?
—El 26 de octubre no es un día más: en el Congreso se cocinan las leyes que ordenan el país. Defendemos los recursos de Neuquén y pedimos respaldo para transformar sin perder la mirada federal. No se van a arrepentir.

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El shale sigue marcando el pulso de la producción de petróleo y gas en 2025. El desarrollo de los recursos no convencionales en Vaca Muerta consolidó su papel central en el sistema energético argentino.

Según el último informe de Economía y Energía E&E) la producción de petróleo y gas se aceleró fuertemente en los primeros ocho meses del año, impulsada por un incremento sostenido del shale oil y un repunte del gas asociado a la extracción de crudo.

En agosto de 2025, la producción nacional de crudo alcanzó los 831 mil barriles por día (kbbl/d), el nivel más alto desde principios de siglo, con un incremento interanual del 14,6%. Entre enero y agosto, la producción promedio fue de 782 kbbl/d, un 12,5% más que en el mismo período de 2024.

El verdadero protagonista fue el shale oil, cuya participación llegó al 60% del total producido, con un salto de casi 100 kbbl/d interanual. Solo en agosto, su producción creció 30,8% interanual, consolidando una tendencia de crecimiento sostenido.

Durante los primeros ocho meses del año, se conectaron 61 pozos más que en igual período de 2024. Las áreas con mayor incremento de actividad fueron La Angostura Sur I, Rincón de Aranda, Puesto Parada y Aguada del Chañar. Sin embargo, en agosto se notó una desaceleración mensual en la conexión de nuevos pozos.

De acuerdo con los datos de E&E, ésta fue la producción de shale oil, según la ventana  de generación:

• Black Oil: representó el 78% del crecimiento del shale oil en agosto, con áreas clave como La Angostura Sur I, Bandurria Sur y Bajada del Palo. Creció 27% interanual.
• Volatile Oil: mostró el mayor dinamismo relativo, con un salto del 110% interanual en agosto. Las áreas más activas fueron El Trapial Este, Bajo del Choique – La Invernada y Los Toldos I Norte.
• Wet Gas: tuvo una suba del 27%, impulsada casi exclusivamente por el desarrollo en La Calera.
• Dry Gas: fue la única ventana con caída de producción, principalmente por la baja en Sierra Chata.

La producción de gas natural también creció, aunque a menor ritmo que el petróleo. En agosto, alcanzó los 157 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), con un promedio de 147 MMm³/d en el año, un 4,2% más que en el mismo período de 2024.

Según publicó la consultora que dirige Nicolás Arceo, el shale gas aportó el 53% del total y subió tres puntos porcentuales respecto al año pasado. Y el gas convencional también subió 2,7%, con mayor actividad en el área Fénix, Cuenca Austral.

El mayor dinamismo dentro del gas natural vino por el lado del gas asociado al petróleo. En los primeros ocho meses, la producción de gas asociado shale creció 45% interanual, alcanzando los 25 MMm³/d en agosto.

Esta suba compensó la caída de actividad en las ventanas exclusivamente gasíferas, donde se conectaron 10 pozos menos que en 2024. El gas seco promedió 56 MMm³/d, con una suba marginal del 1,7% interanual y representó el 72% de la producción de shale gas, pero el ritmo de crecimiento se desaceleró debido a la menor perforación. Las áreas con mayor caída en actividad fueron Aguada Pichana Oeste, El Mangrullo y Sierra Chata.

«Aunque los datos muestran una expansión sostenida del shale, especialmente en petróleo y gas asociado, también revelan una desaceleración en las áreas exclusivamente gasíferas. Esto marca un posible reordenamiento estratégico de inversiones, priorizando la rentabilidad del crudo y el aprovechamiento del gas que lo acompaña» señala el reporte.

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La OPEP+, el grupo ampliado de países exportadores de petróleo, anunció este domingo un aumento de producción de 137.000 barriles diarios a partir de noviembre. Si bien se trata técnicamente de un incremento, el número está por debajo de los 500.000 barriles que el mercado esperaba, lo que generó sorpresa y lectura política en los sectores energéticos y financieros.

El objetivo de esta moderación es contener la fuerte caída del precio internacional del crudo, que la semana pasada bajó un 8% y acumula un retroceso del 18% en el año. Tanto el Brent, referencia para Argentina, como el WTI, guía del mercado estadounidense, muestran una marcada tendencia bajista. El Brent cayó a menos de U$S 65 por barril, mientras que los futuros ya se negocian por debajo de U$S 61.

«La decisión de la OPEP no giró en torno a los barriles, sino al mensaje que se quería transmitir», explicó Jorge León, analista de Rystad Energy y ex miembro del cartel, al Financial Times. Según un informe de esa misma consultora, los precios podrían no sostenerse por encima de los U$S 60-65 hasta 2026, a menos que la OPEP ajuste su estrategia o entren en juego factores geopolíticos como sanciones a Irán o Rusia.

La presión bajista sobre los precios se explica por una sobreoferta global de petróleo. Rystad estima un superávit de 2,2 millones de barriles diarios para el cuarto trimestre de 2025, producto no solo del aporte de la OPEP+ y Estados Unidos, sino también de nuevos jugadores como Guyana, Canadá y la Argentina. En paralelo, la demanda global muestra señales de desaceleración, especialmente en los países de la OCDE.

Para Argentina, una mayor oferta global y precios deprimidos representan un riesgo para las proyecciones de exportación desde Vaca Muerta. Con inversiones en expansión y una creciente participación en el mercado internacional, el país depende del equilibrio de precios para sostener su competitividad. Distintos informes estiman que la rentabilidad de exportación del crudo no convencional argentino se mantiene hasta precios cercanos a U$S 45 por barril.

Un análisis de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, advierte que para 2026 el mercado enfrentará un exceso de oferta y caída de precios. La Agencia Internacional de Energía también proyecta un Brent en torno a los U$S 50 y 54 por barril, mientras que bancos como Goldman Sachs y Morgan Stanley sitúan el crudo en una banda de entre U$S 52 y 56 para ese año.

La moderación de la OPEP+ también tiene su impacto en EE.UU., donde el presidente Donald Trump busca contener la inflación y presionar a Rusia vía precios bajos del petróleo.  En ese contexto, el mercado petrolero global entra en una nueva etapa de volatilidad y reajuste, con implicancias clave para países productores como Argentina, que aspira a consolidarse como exportador neto a través de su shale oil.

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El primer Plan Nacional Integrado de Infraestructura de Gas Natural y Biometano (PNIIGB), preparado por la Compañía de Investigación Energética (EPE), representa un compendio de proyectos que forman parte de la política energética brasileña. Con una proyección de más de u$s7.500 millones en inversiones, el plan incluye 14 proyectos estratégicos que buscan ampliar la red de gasoductos y polos energéticos, además de integrar el biometano al sistema nacional de transporte de gas.

Como parte de ese plan estratégico, un capítulo específico analiza la Conexión Argentina-Brasil mediante un gasoducto a construir con el que se podrá incrementar la integración gasífera binacional, lo que permitirá a los estados del sur brasileño abastecer parte de su demanda a través de las importantes reservas no convencionales de Vaca Muerta.

La Empresa de Investigación Energética (EPE) publicó la versión de Consulta Pública del Plan que se extenderá hasta el 28 de octubre. El mismo contempla los proyectos seleccionados para este ciclo del PNIIGB, con justificaciones y detalles de cada selección, así como análisis de costos y un diagnóstico de sus impactos desde una perspectiva socioambiental, su conexión con la infraestructura existente, y el empleo y los ingresos.

La estrategia del vecino país se da a conocer en paralelo al trabajo que desde fines del año pasado lleva adelante una comisión técnica binacional que analiza la viabilidad técnica y económica de las distintas opciones para concretar un mercado gasífero regional, con eje central Argentina-Brasil, pero que podría extender sus beneficios al resto de países de la región.

El plan brasileño, que será desarrollado por la EPE, considera las instalaciones e infraestructura para el flujo, procesamiento, almacenamiento y transporte de gas natural, así como su distribución mediante gas natural comprimido (GNC) o gas natural licuado (GNL), además de las instalaciones para la producción de biometano y su posterior transporte.

En la presentación se destacó que el gas argentino puede compensar la caída de las importaciones de gas boliviano y diversificar las fuentes de abastecimiento para Brasil. Para eso, la ruta propuesta es a través de un gasoducto a construir que se extienda desde Uruguayana en la frontera con Argentina hasta Triunfo, en el área metropolitana de Porto Alegre.

Esta futura obra sería la continuidad del Gasoducto del Mercosur, ya existente desde fines de los 90, que transporta gas natural desde Aldea Brasileira (al sur de la ciudad de Paraná en la provincia de Entre Ríos) hasta Uruguayana. Con una longitud de 421 kilómetros y una capacidad de transporte de 15 MMm3/d, la licencia de operación tiene vigencia hasta diciembre de 2027 y puede extenderse por un período adicional de 20 años, en los nuevos términos de la Ley de Bases.

De acuerdo con la presentación, la ubicación del futuro ducto soluciona cuellos de botella en el tramo final del GasBol, el gasoducto existente que vincula a Brasil con el sur de Brasil, y que en la actualidad es la única vía posible para llegar al vecino país con la producción de Vaca Muerta, tal como se constató en el primer trimestre del año con las primeras exportaciones de testeo.

Para los analistas brasileños, la opción de la vía Uruguayana, cuya construcción demandaría un capex a invertir de u$s1.600 millones, presenta sinergia con la duplicación del tramo sur de GasBol, con lo que se lograría una diversificación de ofertas que fortalecería el sentido de integración.

Técnicamente, el proyecto Conexión Argentina-Brasil consiste en un gasoducto de 24 pulgadas de diámetro, con una longitud de 593 kilómetros, una presión de diseño de 75 kgf/cm² y una capacidad de 15 millones de m³/día en todo su recorrido. El gasoducto comienza en el municipio de Uruguayana y continúa hasta el municipio de Triunfo, ambos en el estado de Rio Grande do Sul, conectando dos tramos ya construidos en sus extremos.

La ruta definida del proyecto atravesaría 12 municipios de Rio Grande do Sul: Uruguayana, Alegrete, Cacequi, São Gabriel, Dilermando de Aguiar, Santa Maria, Restinga Sêca, Cachoeira do Sul, Vale Verde, General Câmara, Rio Pardo y Triunfo.

Este proyecto también incluye la instalación de tres estaciones de compresión a lo largo del trazado, en los municipios de Alegrete, Cacequi y Restinga Sêca, así como cuatro puntos de entrega a lo largo del ducto: Alegrete (1,4 millones de m³/día), Santa Maria (2,0 millones de m³/día), Rio Pardo (1,4 millones de m³/día) y General Câmara (0,5 millones de m³/día).

El trazado definido parte de una estación de medición en Uruguayana y continúa hasta la región que rodea el Complejo Petroquímico Triunfo. Los principios rectores para la definición del trazado fueron evitar zonas con proyectos eólicos planificados; evitar zonas militares; minimizar las intersecciones con fragmentos forestales; y optimizar los cruces de agua.

La ruta cruza la vía férrea Sul Atlántico en 10 puntos (en Cacequi, São Gabriel, Restinga Sêca, Rio Pardo y Triunfo) e intersecta 13 líneas de transmisión de la red básica (≥ 230 kV) en operación, además de los trazados de tres líneas planificadas.

Así, el detallado estudio señaló que el gasoducto tiene como objetivo compensar la caída de la importación de gas boliviano, diversificar las ofertas para Brasil y actuar como una alternativa al GNL, principalmente en función de que Argentina cuenta con abundantes reservas de shale gas en la formación de Vaca Muerta.

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