Autor: Más Energía

  • Megaoperación: Shell adquiere ARC Resources por US.400 millones para crecer en gas

    Megaoperación: Shell adquiere ARC Resources por US$16.400 millones para crecer en gas

    Este lunes, Shell anunció un acuerdo para adquirir a la canadiense ARC Resources, una compañía enfocada en la formación Montney, ubicada en Columbia Británica y Alberta. La operación está valuada en unos US$16.400 millones y apunta a incrementar la producción del grupo y reforzar su negocio de gas natural licuado (GNL).

    ,

    Se trata del movimiento corporativo más grande de la firma desde la adquisición de la petrolera británica BG en 2016 y responde a la necesidad de sumar reservas en un contexto de maduración de sus activos actuales.

    ,

    «ARC es un productor de alta calidad, bajo costo y con una baja intensidad de carbono que opera en la cuenca de shale de Montney. Esta adquisición complementa nuestra presencia actual en Canadá y fortalece nuestra base de recursos para las próximas décadas», expresó Wael Sawan, director ejecutivo de Shell. «Esta operación consolida a Canadá como un pilar fundamental para Shell, al tiempo que impulsa la estrategia de la empresa de generar mayor valor con menores emisiones», agregó.

    Cómo es la operación entre Shell y ARC

    El acuerdo combina efectivo y acciones. Según explicó la corporación en un comunicado, por cada título, los accionistas de la firma canadiense van a recibir 8,20 dólares canadienses en efectivo más 0,40247 acciones de Shell, lo que implica que cerca de un 25% del pago será en dinero y el 75% restante en participación accionaria. Con este esquema, la oferta alcanza un valor de 32,80 dólares canadienses por acción, lo que representa una prima cercana al 20% frente al precio promedio reciente de ARC en el mercado.

    «Esto equivale a un valor patrimonial de aproximadamente 13.600 millones de dólares estadounidenses», señalaron desde la compañía anglo-holandesa. A eso se suma la deuda que será absorbida por Shell, estimada en US$2.800 millones, lo que eleva el monto total de la operación a aproximadamente US$16.400 millones.

    El financiamiento se dividirá entre unos US$3.400 millones en efectivo y la emisión de acciones por alrededor de US$10.200 millones. El cierre está previsto para el segundo semestre de 2026, sujeto a aprobaciones regulatorias y de los accionistas.

    Qué gana Shell: más producción y reservas

    De acuerdo a información de Reuters, la compra le suma a Shell unos 370.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), sobre una base actual de alrededor de 2,8 millones. Además, incorpora cerca de 2.000 millones de barriles equivalentes en reservas.

    A partir de esta adquisición, la firma elevó su expectativa de crecimiento anual de producción del 1% al 4% hacia el final de la década, en comparación con los niveles de 2025. Al mismo tiempo, el objetivo es el de sostener una producción de líquidos en torno a los 1,4 millones de barriles diarios hasta 2030.

    Foco en el gas y el GNL

    Uno de los puntos centrales de la operación es el gas. ARC produce aproximadamente un 60% de gas y un 40% de líquidos, y sus activos están ubicados en la formación Montney, una de las más importantes de Canadá.

    ARC_Asset_Map_20250204-wHarvest-05-scaled

    Las operaciones de Arc Resources en la formación Montney. (Imagen: Arc Resources)

    Esa ubicación es clave porque está cerca de los activos que Shell ya opera en la zona y que abastecen a la planta LNG Canada, donde la empresa tiene una participación del 40%. «Sus operaciones se ubican en la misma región que el yacimiento Groundbirch de Shell en Columbia Británica y el proyecto Gold Creek en Alberta», señalaron en un comunicado.

    Proyecciones financieras

    Shell estima que la integración va a generar sinergias por unos US$250 millones anuales en el corto plazo. La empresa aseguró que la compra no modifica su plan de inversiones, que se mantiene entre US$20.000 y US$22.000 millones anuales hasta 2028.

    Tras el anuncio, las acciones de ARC subieron con fuerza en la Bolsa de Toronto, un 22,2%, mientras que las de Shell mostraron una leve baja en Londres, informó Reuters.

  • Las economías del Golfo Pérsico entran en su peor crisis desde la pandemia por el conflicto de Medio Oriente

    Las economías del Golfo Pérsico entran en su peor crisis desde la pandemia por el conflicto de Medio Oriente

    Las economías del Golfo Pérsico atraviesan su peor crisis desde la pandemia, luego del impacto regional provocado por el conflicto de Medio Oriente. Lo que parecía un nuevo ciclo favorable por la suba del precio del petróleo terminó derivando en una fuerte desaceleración económica.

    ,

    El conflicto golpeó de lleno al corazón energético mundial. El cierre casi total del Estrecho de Ormuz, paso clave para una quinta parte del suministro global de energía, alteró exportaciones, logística y cadenas de abastecimiento en toda la región.

    ,

    Como consecuencia, bancos y consultoras recortaron con fuerza sus previsiones de crecimiento económico 2026 para los países del Consejo de Cooperación del Golfo (GCC), integrado por Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Qatar, Kuwait, Bahréin y Omán.

    Petróleo caro, pero con economías frenadas

    En otros episodios internacionales, una suba del crudo Brent representaba una oportunidad para los productores del Golfo. Sin embargo, esta vez el alza del barril no compensó la caída de exportaciones ni los daños en infraestructura energética estratégica.

    Refinerías y plantas de gas en Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y Qatar sufrieron interrupciones operativas, lo que afectó la producción regional. El shock fue comparado por economistas con las crisis petroleras de la década de 1970.

    Qatar ahora proyecta una contracción de 6% en 2026, cuando en enero esperaba crecer 4,9%. Kuwait pasaría de una expansión estimada de 3,4% a una caída de 4,4%, mientras Bahréin retrocedería 2,9%.

    tag:reuters.com,2025:newsml_KBN3EO10Y

    El conflicto de Medio Oriente golpea las principales economías del Golfo Pérsico. REUTERS/Mohammed Aty

    Emiratos y Arabia Saudita también desaceleran

    En el caso de Emiratos Árabes Unidos, los analistas ya no esperan crecimiento dinámico. La economía quedaría estancada, lejos del avance de 5% previsto apenas tres meses atrás antes del deterioro geopolítico.

    Arabia Saudita, el mayor exportador mundial de crudo, resistiría mejor el golpe. Aun así, su expansión sería de apenas 2,6%, claramente por debajo del 4,3% estimado previamente. Omán crecería 2,2%, también por debajo de lo esperado.

    Especialistas advirtieron que la región no retomará de inmediato la senda previa al conflicto. Reconstruir activos dañados, normalizar exportaciones y recomponer cadenas logísticas podría demandar buena parte del segundo semestre de 2026.

    Turismo, consumo e inversión bajo presión

    El impacto no se limita al sector petrolero. Economistas remarcaron que la economía no petrolera también sufrió un deterioro marcado, especialmente en países que impulsaban la diversificación productiva como Arabia Saudita, Emiratos y Qatar.

    Durante los últimos años, Medio Oriente había sido una de las regiones con mayor expansión en turismo internacional. La guerra alteró esa tendencia y afectó actividades vinculadas como comercio minorista, hotelería, gastronomía y transporte aéreo.

    Además, el clima de incertidumbre postergó inversiones privadas y frenó nuevos proyectos inmobiliarios y tecnológicos, pilares de los planes oficiales para reducir la dependencia de los hidrocarburos.

    Esperan rebote en 2027

    Pese al deterioro actual, los economistas prevén una recuperación relevante en 2027, siempre que el conflicto ceda y la producción energética vuelva a niveles normales en los próximos meses.

    Qatar podría crecer 7,8% el próximo año, Emiratos 5,4% y Kuwait 5%. Arabia Saudita avanzaría 4,5%, Bahréin 4,3% y Omán 2,8%, según las proyecciones relevadas entre especialistas internacionales.

    El escenario positivo dependerá también de la capacidad fiscal de los gobiernos del Golfo, que cuentan con elevados ahorros soberanos y podrían sostener inversión pública para apuntalar la actividad.

    IRAQ-SECURITY-STOCKS.jpeg

    El Golfo Pérsico sufre las consecuencias del conflicto de Medio Oriente.

    Inflación global y presión interna

    El salto del petróleo también reavivó la inflación global, y las economías del Golfo no quedaron al margen. Bahréin tendría una inflación promedio de 2,4% en 2026, frente al 1,4% estimado anteriormente.

    En Emiratos, Qatar, Kuwait y Omán, los precios también subirían más de lo previsto. Arabia Saudita mantendría una inflación cercana al 2%, aunque con riesgos alcistas si persisten las tensiones energéticas.

  • GNL: Las empresas que compiten por el crucial gasoducto de Vaca Muerta a la costa rionegrina

    GNL: Las empresas que compiten por el crucial gasoducto de Vaca Muerta a la costa rionegrina

    La industria energética aguarda con gran expectativa la resolución de una de las licitaciones más trascendentales del año. En los próximos días, el consorcio Southern Energy (SESA) definirá qué empresas se encargarán de la construcción del estratégico gasoducto que conectará Vaca Muerta con el Golfo San Matías (Río Negro), en una obra vital para viabilizar las exportaciones de GNL.

    ,

    Se trata de una megaobra de US$ 1.300 millones, vital para viabilizar las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL). Con la compra de los caños ya cerrada a favor de la compañía india Welspun, la atención ahora se centra exclusivamente en quiénes ejecutarán la obra civil.

    ,

    La puja por la obra civil del gasoducto de Vaca Muerta

    Desde SESA —consorcio compuesto por PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar (10%)— mantienen el hermetismo mientras evalúan la solidez de las garantías y afinan los números finales.

    El proyecto, que debe arrancar a mediados de este año y estar operativo para el invierno de 2028, se divide en el tendido de 478 kilómetros de ductos (tres tramos) y la instalación de una planta compresora.

    hilli episeyo3.jpg

    El buque de licuefacción “Hilli Episeyo” es uno de los proyectos de GNL para monetizar a Vaca Muerta.

    La batalla por el caño principal

    Tres alianzas compiten para quedarse con los tres renglones de 36 pulgadas:

    • El batacazo en puerta: La dupla Víctor Contreras – Sicim. Según informó el diario La Nación, habrían presentado la oferta más económica y podrían quedarse con el proyecto completo si logran que se aprueben sus garantías. Víctor Contreras es una histórica firma argentina especialista en ductos, mientras que Sicim es un gigante italiano con más de 10.600 empleados a nivel mundial que busca hacer pie en el país.

    • El favorito histórico: El consorcio Techint-Sacde. Son los actuales pesos pesados de la infraestructura energética local, responsables del gasoducto Perito Moreno y el oleoducto VMOS. Techint busca un triunfo tras el revés sufrido al perder la provisión de caños frente a la firma india, episodio que generó fricciones públicas con el Gobierno nacional.

    • El gigante que busca quebrar su mala racha: La UTE Pumpco-Bonatti-Contreras Hermanos. Pumpco es subsidiaria de MasTec (perteneciente a Jorge Mas, dueño del Inter Miami), una empresa que factura cerca de US$ 13.000 millones anuales en Estados Unidos. Sin embargo, acumula cinco derrotas consecutivas en licitaciones argentinas, habiendo sido superada previamente por la dupla Techint-Sacde.

    La puja por la planta compresora

    El cuarto renglón del proyecto corresponde a la planta compresora, pieza fundamental para optimizar el transporte. Por esta obra compiten de manera independiente OPS, Sacde, Pecom, Contreras Hermanos y Víctor Contreras.

    En este apartado, fuentes de la industria aseguran que la empresa neuquina OPS se perfila como la favorita para quedarse con el contrato.

    El objetivo final: llevar Vaca Muerta al mundo

    En una primera instancia estival, las exportaciones de GNL se realizarán utilizando la capacidad ociosa del actual gasoducto San Martín.

    Para septiembre de 2027 se espera la entrada en operación del primer buque licuefactor (Hilli Episeyo), y en 2028 se sumará una segunda embarcación (MKII). Con ambas unidades operativas en Río Negro y el nuevo gasoducto terminado, Argentina podrá despachar unos 27 millones de m³/d, garantizando la rentabilidad de todo el bloque exportador.

    A futuro, el horizonte es tan amplio que fuentes del sector ya anticipan que, si avanzan otros proyectos de GNL en carpeta (como el de YPF, ENI y Adnoc), este gasoducto no será suficiente y será necesario construir uno aún mayor, de 48 pulgadas de diámetro, que sería histórico para Argentina por su evergadura sin precedente .

  • Conflicto en Medio Oriente: el petróleo sube por el bloqueo en el estrecho de Ormuz

    Conflicto en Medio Oriente: el petróleo sube por el bloqueo en el estrecho de Ormuz

    El mercado internacional del petróleo arrancó la semana en alza, impulsado por la tensión geopolítica y la falta de definiciones en Medio Oriente. La falta de avances concretos en las conversaciones entre Estados Unidos e Irán y las restricciones en uno de los principales corredores energéticos del mundo sostienen un escenario de oferta ajustada.

    ,

    En ese marco, el Brent avanzó 0,9% hasta los 106,29 dólares por barril hacia el mediodía en Europa, luego de haber tocado un máximo intradiario de 108,36 dólares, el nivel más alto en tres semanas. Por su parte, el West Texas Intermediate (WTI) trepó 0,7% y se ubicó en 95,03 dólares, según información de Reuters.

    ,

    Durante la última semana, ambos contratos en los precios del crudo registraron subas significativas, cercanas al 17% en el caso del Brent y al 13% para el WTI, en lo que constituyó el mayor salto semanal desde el inicio del actual conflicto.

    Estrecho de Ormuz 4

    La producción de petróleo tardará meses en volver a niveles previos al conflicto de Medio Oriente.

    Menos barriles disponibles y un mercado bajo presión

    El trasfondo de la suba está directamente vinculado a la reducción de la oferta global. Fuentes citadas por Reuters indicaron que, pese al estancamiento, los intentos de mediación, con participación de Pakistán, continúan abiertos, aunque sin resultados concretos luego de que el presidente estadounidense Donald Trump cancelara un viaje diplomático clave y le transmitiera a Irán que el canal de diálogo quedaba abierto a la espera de un contacto directo desde Teherán.

    “El estancamiento diplomático significa que cada día entre 10 y 13 millones de barriles de petróleo no llegan al mercado internacional, lo que empeora un equilibrio petrolero ya de por sí ajustado. Por lo tanto, solo hay una dirección posible para los precios del crudo”, afirmó Tamas Varga, analista de PVM Oil Associates.

    A este cuadro se suma el impacto operativo en la logística energética: Teherán mantiene fuertes restricciones sobre el estrecho de Ormuz, mientras Washington refuerza el bloqueo sobre puertos iraníes. Los datos de la consultora Kpler muestran que el tránsito marítimo sigue en niveles mínimos, con apenas un buque tanque de productos petroleros ingresando al Golfo durante el domingo.

    Barriles de Petróleo – Oil Barrels.jpg

    Ranking OPEP: dónde están las mayores reservas probadas de petróleo del planeta

    Las advertencias del mercado

    En paralelo, los bancos ajustan sus escenarios frente a un contexto que reúne riesgos de oferta y tensiones entre los países. Goldman Sachs elevó sus proyecciones para el cuarto trimestre y estimó un Brent en torno a los 90 dólares por barril y un WTI en 83 dólares.

    Desde la entidad, los analistas encabezados por Daan Struyven advirtieron que el escenario podría escalar más allá de lo previsto: “Los riesgos económicos son mayores de lo que sugiere nuestro escenario base del crudo debido a los riesgos netos al alza para los precios del petróleo, los valores inusualmente altos de los productos refinados, los riesgos de escasez de productos y la escala sin precedentes del impacto”.

    El Estrecho de Ormuz, en el centro del conflicto

    La situación en el Golfo Pérsico se consolida como el principal factor de inestabilidad. En las últimas horas, Trump mantuvo una comunicación telefónica con el primer ministro británico, Keir Starmer, centrada en la necesidad de reactivar la circulación marítima en el estrecho de Ormuz.

    Desde Londres advirtieron sobre el impacto potencial del conflicto. Starmer alertó por “graves consecuencias para la economía global y el costo de vida en el Reino Unido”, de acuerdo con un comunicado oficial.

    El intercambio se dio luego de una nueva señal de endurecimiento por parte de Irán. Autoridades en Teherán remarcaron que la vía marítima no volverá “bajo ninguna circunstancia” a su funcionamiento previo tras semanas de restricciones, lo que refuerza la presión sobre los precios internacionales y suma incertidumbre sobre el abastecimiento energético.

    En ese contexto, el tránsito de buques continúa fuertemente limitado. Los registros de seguimiento marítimo muestran una operatoria reducida a un nivel marginal, con apenas algunas embarcaciones cruzando la zona durante el fin de semana.

  • Camuzzi firmó un acuerdo con Vitol para exportar GNL desde La Plata

    Camuzzi firmó un acuerdo con Vitol para exportar GNL desde La Plata

    Camuzzi Gas Inversora S.A. y la compañía holandesa Vitol S.A. firmaron un Memorando de Entendimiento (MoU) para el desarrollo de un acuerdo de compra de producción (offtake) y una potencial participación accionaria en GNL del Plata, proyecto actualmente controlado 100% por Camuzzi, que demandaría una inversión del orden de los 3.900 millones de dólares.

    ,

    El proyecto LNG del Plata estará ubicado en el Puerto de La Plata, provincia de Buenos Aires, donde existe acceso a la infraestructura de transporte de gas natural proveniente de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. Su objetivo es posicionar a la Argentina como un proveedor competitivo y confiable de gas natural licuado (GNL) en los mercados internacionales, apalancando sus abundantes recursos gasíferos. Se prevé que, una vez operativo, alcance una capacidad nominal de al menos 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA).

    ,

    Vitol evalúa inversión en GNL del Plata

    En el marco del MoU, Vitol podrá adquirir hasta el 100% de la producción del proyecto, mediante un acuerdo de offtake de largo plazo. Asimismo, evaluará la posibilidad de realizar una inversión accionaria en LNG del Plata junto a Camuzzi.

    “Este acuerdo representa un paso estratégico en la integración de la Argentina al mercado global de GNL. A través de LNG del Plata, buscamos desarrollar una infraestructura competitiva para la exportación de gas natural licuado, generar valor sostenible, atraer inversiones y contribuir a la seguridad energética tanto a nivel local como internacional”, señaló Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora S.A.

    WhatsApp Image 2026-04-27 at 8.18.03 AM

    Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora S.A.

    Pablo Galante Escobar, Head of LNG de Vitol, afirmó: “Creemos que la Argentina tendrá un rol relevante en la creciente demanda global de GNL gracias a sus abundantes reservas de gas, con el potencial de convertirse en una fuente de suministro diversificada y confiable para nuestros clientes. Nos entusiasma trabajar junto a Camuzzi para avanzar en este proyecto estratégico”.

    El desarrollo del proyecto se encuentra sujeto al cumplimiento de diversas condiciones, incluyendo la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes.

    Qué es Vitol

    Vitol produce, gestiona y suministra energía y commodities a consumidores e industrias en todo el mundo. Además de su negocio principal —el trading— Vitol invierte globalmente en infraestructura más de USD 13.000 millones, destinados a activos de largo plazo.

    WhatsApp Image 2026-04-27 at 8.18.04 AM

    Pablo Galante Escobar, Head of LNG de Vitol.

    Fundada en Rotterdam en 1966, actualmente atiende a sus clientes a través de 40 oficinas en todo el mundo. Sus ingresos en 2025 superaron los USD 340.000 millones. Vitol es un actor de larga trayectoria en los mercados de GNL: inició sus operaciones de trading de gas natural licuado a mediados del año 2000. En 2025, Vitol entregó 23 millones de toneladas métricas (mMT) de GNL.

    En la Argentina, la compañía cuenta con una oficina en Buenos Aires desde donde atiende al mercado regional, ofreciendo una amplia gama de servicios, incluido el suministro de combustibles. Su terminal de almacenamiento en Zárate es operada por su subsidiaria Vitco S.A.

    Su ubicación estratégica, sobre las márgenes del río Paraná de las Palmas, le permite recibir importaciones y abastecer a los crecientes mercados del interior de América del Sur. La compañía ha invertido en la ampliación de la terminal, lo que le permite alcanzar una capacidad total de almacenamiento de 250.000 m³.

  • Camuzzi firmó un acuerdo con Vitol para exportar GNL desde La Plata

    Camuzzi firmó un acuerdo con Vitol para exportar GNL desde La Plata

    Camuzzi Gas Inversora S.A. y la compañía holandesa Vitol S.A. firmaron un Memorando de Entendimiento (MoU) para el desarrollo de un acuerdo de compra de producción (offtake) y una potencial participación accionaria en GNL del Plata, proyecto actualmente controlado 100% por Camuzzi, que demandaría una inversión del orden de los 3.900 millones de dólares.

    ,

    El proyecto LNG del Plata estará ubicado en el Puerto de La Plata, provincia de Buenos Aires, donde existe acceso a la infraestructura de transporte de gas natural proveniente de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. Su objetivo es posicionar a la Argentina como un proveedor competitivo y confiable de gas natural licuado (GNL) en los mercados internacionales, apalancando sus abundantes recursos gasíferos. Se prevé que, una vez operativo, alcance una capacidad nominal de al menos 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA).

    ,

    Vitol evalúa inversión en GNL del Plata

    En el marco del MoU, Vitol podrá adquirir hasta el 100% de la producción del proyecto, mediante un acuerdo de offtake de largo plazo. Asimismo, evaluará la posibilidad de realizar una inversión accionaria en LNG del Plata junto a Camuzzi.

    “Este acuerdo representa un paso estratégico en la integración de la Argentina al mercado global de GNL. A través de LNG del Plata, buscamos desarrollar una infraestructura competitiva para la exportación de gas natural licuado, generar valor sostenible, atraer inversiones y contribuir a la seguridad energética tanto a nivel local como internacional”, señaló Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora S.A.

    WhatsApp Image 2026-04-27 at 8.18.03 AM

    Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora S.A.

    Pablo Galante Escobar, Head of LNG de Vitol, afirmó: “Creemos que la Argentina tendrá un rol relevante en la creciente demanda global de GNL gracias a sus abundantes reservas de gas, con el potencial de convertirse en una fuente de suministro diversificada y confiable para nuestros clientes. Nos entusiasma trabajar junto a Camuzzi para avanzar en este proyecto estratégico”.

    El desarrollo del proyecto se encuentra sujeto al cumplimiento de diversas condiciones, incluyendo la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes.

    Qué es Vitol

    Vitol produce, gestiona y suministra energía y commodities a consumidores e industrias en todo el mundo. Además de su negocio principal —el trading— Vitol invierte globalmente en infraestructura más de USD 13.000 millones, destinados a activos de largo plazo.

    WhatsApp Image 2026-04-27 at 8.18.04 AM

    Pablo Galante Escobar, Head of LNG de Vitol.

    Fundada en Rotterdam en 1966, actualmente atiende a sus clientes a través de 40 oficinas en todo el mundo. Sus ingresos en 2025 superaron los USD 340.000 millones. Vitol es un actor de larga trayectoria en los mercados de GNL: inició sus operaciones de trading de gas natural licuado a mediados del año 2000. En 2025, Vitol entregó 23 millones de toneladas métricas (mMT) de GNL.

    En la Argentina, la compañía cuenta con una oficina en Buenos Aires desde donde atiende al mercado regional, ofreciendo una amplia gama de servicios, incluido el suministro de combustibles. Su terminal de almacenamiento en Zárate es operada por su subsidiaria Vitco S.A.

    Su ubicación estratégica, sobre las márgenes del río Paraná de las Palmas, le permite recibir importaciones y abastecer a los crecientes mercados del interior de América del Sur. La compañía ha invertido en la ampliación de la terminal, lo que le permite alcanzar una capacidad total de almacenamiento de 250.000 m³.

  • GeoPark impulsa Loma Jarillosa Este con nuevos pozos y obras clave

    GeoPark impulsa Loma Jarillosa Este con nuevos pozos y obras clave

    GeoPark confirmó el avance operativo en Loma Jarillosa Este donde ya inició nuevas tareas de perforación y obras de infraestructura. La compañía puso al activo neuquino en el centro de su estrategia de crecimiento para 2026 y 2028.

    ,

    Durante su actualización trimestral, la empresa informó que la producción consolidada entre Colombia y Argentina mostró una mejora frente al cierre de 2025. En el plano local, el desempeño estuvo impulsado por Vaca Muerta.

    ,

    El bloque registró una producción promedio bruta de 1.430 barriles equivalentes de petróleo por día durante el primer trimestre de 2026.

    Nuevos pozos y obras clave en Vaca Muerta

    Según informó la compañía, se avanzó con la perforación de tres ramas horizontales del PAD 1030. Esas ramas habían sido perforadas parcialmente por el operador anterior y ahora forman parte del nuevo programa de desarrollo del bloque.

    Los dos primeros pozos alcanzaron sus respectivas profundidades objetivo el 1 de abril y el 15 de abril, lo que fue interpretado por la empresa como una señal positiva para acelerar el calendario operativo en el segundo trimestre.

    En paralelo, la firma ejecutó una segunda campaña de levantamiento artificial en pozos, logrando reducir en diez días el tiempo total de cierre respecto de la intervención previa. Esa mejora apunta a elevar eficiencia y disponibilidad productiva.

    Foto-GeoPark-1.jpg

    GeoPark trazó su hoja de ruta para Vaca Muerta.

    GeoPark amplía capacidad de producción

    Otro de los hitos informados fue el inicio de la primera etapa de ampliación de la estación de recolección de Loma Jarillosa Este, infraestructura clave para procesar la futura suba de volúmenes.

    La capacidad actual de la instalación pasará de 6.000 barriles diarios a 10.000 barriles por día, acompañada por nuevas facilidades para eliminación de agua y tratamiento de gas, dos factores esenciales para el desarrollo shale.

    Además, la empresa destacó que la audiencia pública correspondiente a la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) se realizó con éxito el 15 de abril, un paso relevante dentro del esquema regulatorio provincial.

    El crecimiento como meta

    GeoPark ya había anunciado el 22 de marzo el inicio formal de las operaciones de perforación en el bloque neuquino. Para ejecutar ese plan vinculó a más de 30 empresas contratistas mediante la firma de 40 acuerdos comerciales.

    Ese movimiento generó impacto directo en la cadena de valor regional, especialmente en servicios petroleros, logística, transporte y mantenimiento, sectores estratégicos dentro del ecosistema de Vaca Muerta.

    La compañía prevé destinar entre USD 80 millones y USD 100 millones durante 2026 para acelerar el desarrollo del área, con una meta concreta: elevar su producción argentina desde unos 1.500 barriles diarios hasta entre 5.000 y 6.000 barriles por día hacia fin de año.

    GeoPark.jpg

    GeoPark apuesta por Vaca Muerta.

    El objetivo 2028

    El plan de mediano plazo es todavía más ambicioso. GeoPark proyecta multiplicar por diez la producción de sus bloques argentinos en los próximos tres años, hasta alcanzar alrededor de 20.000 barriles diarios hacia fines de 2028.

    Ese salto posicionaría a la compañía entre los nuevos jugadores de peso dentro de la expansión no convencional en Neuquén.

  • Vaca Muerta vs Palermo Aike: las diferencias de dos rocas madre

    Vaca Muerta vs Palermo Aike: las diferencias de dos rocas madre

    El V Simposio No Convencionales 2026, organizado por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE), resaltó la importancia de la eficiencia operativa y el conocimiento técnico para la rentabilidad petrolera. La comparación geológica entre Vaca Muerta y Palermo Aike fue uno de los temas que salen a la luz en mirada de los especialistas.

    ,

    Julio Shiratori, vocero de la SPE Argentina, destacó durante las jornadas que la industria busca reducir costos de perforación de manera continua, apoyándose en la innovación tecnológica y en la capacitación del capital humano. Pero para lograr esa ansiada eficiencia y saber dónde y cómo fracturar la roca, primero es imperativo entender su composición a nivel microscópico.

    ,

    Roca madre: las diferencias entre Vaca Muerta y Palermo Aike

    Aquí es donde el trabajo de laboratorio se vuelve el cimiento de la industria. Agostina Martínez, representante de la empresa LCV, detalló cómo se resguarda y estudia la información más valiosa del subsuelo argentino.

    LCV es una compañía privada que cuenta con laboratorios integrados y galpones de guarda donde se almacenan las coronas (muestras cilíndricas de roca) y los recortes de perforación (cutting) de los yacimientos del país. “Hacemos la guarda, somos los guardianes del área concesionada a la provincia”, explicó en diálogo con Más E la especialista sobre la obligación legal y técnica de preservar estas muestras físicas.

    Las diferencias en la roca madre

    Al comparar visualmente ambas formaciones, cuyo origen es sedimentario marino, la primera gran diferencia técnica que salta a la vista es el color. “Cuanto más oscuro es el color, más materia orgánica tiene”, señaló Martínez, al indicar que Vaca Muerta presenta un tono mucho más oscuro que Palermo Aike, el cual se percibe de un gris más claro. Esta diferencia cromática se traduce directamente en un mayor potencial para generar hidrocarburos por parte de la roca neuquina, además de otorgarle una mayor porosidad microscópica, ya que los poros útiles están asociados directamente a dicha materia orgánica.

    El espesor volumétrico es otro factor determinante que impacta en la eficiencia de la perforación horizontal. Mientras que Palermo Aike presenta grosores que varían entre 20 y 100 metros dependiendo de la zona, Vaca Muerta ostenta un espesor masivo que en vastas áreas alcanza los 300 metros. Un mayor espesor facilita la navegación de las herramientas de perforación y amplía el área de drenaje del hidrocarburo.

    corona vaca muerta

    Muestras de hidrocarburos y de una corona de Vaca Muerta.

    A nivel mecánico, al extraer las coronas de Palermo Aike, los técnicos observan una roca mucho más fracturada de forma horizontal. Esto se debe a la descompresión brusca al sacarla a la superficie y, fundamentalmente, a su composición mineralógica: tiene un mayor contenido de arcilla.

    Martínez advirtió que en los reservorios no convencionales, si la roca supera el 40% o 50% de contenido arcilloso, se vuelve demasiado dúctil. “Las fracturas no se propagan, se cierran”, detalló, explicando que el agua a presión abre la fisura, pero la ductilidad de la arcilla termina absorbiendo el impacto y colapsando el canal. Vaca Muerta, por el contrario, posee menos arcilla, lo que la hace más “frágil” y permite que la estimulación hidráulica (fracking) sea mucho más efectiva y duradera.

    Ventanas de producción

    El tipo de hidrocarburo que entrega cada sector de la cuenca (gas, petróleo o condensado) está determinado por la madurez térmica de la materia orgánica, moldeada por la presión y la temperatura a lo largo de millones de años.

    Tanto en la Cuenca Neuquina como en la Cuenca Austral, las zonas más cercanas a la Cordillera de los Andes sufrieron un mayor soterramiento. Al estar a mayor profundidad, soportaron más calor, lo que provocó que la materia orgánica “se sobremadure”. Hacia el este, donde la profundidad de la formación es menor y las temperaturas no fueron tan extremas, se ubican las “ventanas” de petróleo.

    Entender este comportamiento térmico y físico es vital porque, una vez generado, el hidrocarburo no siempre se queda en su lugar de origen. Martínez ilustró que muchas veces la roca madre puede hallarse vacía en determinadas secciones exploratorias porque el gas o el petróleo simplemente migró. El geólogo empieza a buscar entonces a dónde se fue, estudiando las fallas y las estructuras trampa que pudieron retenerlo. Este nivel de precisión exploratoria es el que permite a las operadoras no perforar a ciegas y maximizar el éxito de cada pozo.

    Sin embargo, obtener esta información de primera mano implica un esfuerzo logístico y económico mayúsculo para las empresas. Extraer una muestra sólida no es parte de la perforación comercial habitual. Requiere detener la operación principal, extraer toda la herramienta y bajar equipamiento especializado. Todo este material termina bajo la estricta custodia de laboratorios que resguardan el patrimonio geológico que exige la normativa.

    Entender la roca

    Es precisamente este nivel de detalle microscópico el que nutre los más de 70 trabajos técnicos finales presentados en el V Simposio No Convencionales. Como bien resumió Shiratori, la eficiencia que persigue la industria hacia 2031 no surge de la improvisación, sino del estudio milimétrico de la roca.

    Palermo Aike se enfrenta al desafío de una geología más delgada y dúctil, pero cuenta con una ventaja invaluable: podrá aplicar la curva de aprendizaje y el salto tecnológico forjado a base de ciencia en Vaca Muerta. La industria ha comprendido que cada inversión en petrofísica se traduce en operaciones más seguras y rentables para el futuro energético del país.

    Este crecimiento proyectado trae consigo un desafío clave: la necesidad de profesionales. Shiratori señaló que la industria demanda una base educativa más amplia y tecnificada “Desde el punto de vista de la ingeniería va a faltar mano de obra calificada, pero no solo ingenieros. Hay carreras terciarias, técnicos especializados y operarios que se están formando a través de acciones como las del Instituto Vaca Muerta y la educación privada. La gente que antes iba directo al campo, hoy se capacita previamente; se ha subido un escalón muy grande”.

  • Es oficial: el Gobierno promulgó la reforma de la Ley de Glaciares

    Es oficial: el Gobierno promulgó la reforma de la Ley de Glaciares

    Tras la controversia, el Gobierno nacional promulgó este viernes la Ley 27.804, que introduce modificaciones de fondo al régimen de protección de glaciares y del ambiente periglacial vigente desde 2010. La medida se formalizó a través del Decreto 271/2026, publicado en el Boletín Oficial, dos semanas después de la aprobación en el Congreso.

    ,

    La nueva norma sustituye artículos centrales de la Ley 26.639 y redefine tanto el alcance de la protección como la arquitectura institucional encargada de aplicarla. El texto mantiene que “los glaciares constituyen bienes de carácter público”, pero establece que su resguardo deberá interpretarse “de un modo compatible con el artículo 41 de la Constitución Nacional”, incorporando explícitamente el criterio de «uso racional de los recursos naturales» bajo dominio provincial.

    ,

    Protección de glaciares: el resguardo uniforme a la evaluación caso por caso

    El cambio central de la reforma es la modificación del esquema regulatorio. Mientras la ley original establecía prohibiciones de carácter general sobre determinadas actividades en glaciares y ambientes periglaciales, la nueva redacción mantiene esas restricciones pero introduce un sistema en el que su aplicación queda sujeta a evaluaciones de impacto ambiental. Según el artículo 6°, será la autoridad competente de cada jurisdicción la que deberá determinar “qué actividades proyectadas implican una alteración relevante” y, en consecuencia, no pueden ser autorizadas.

    tag:reuters.com,2023:newsml_KBN3251AN

    Reforma de la Ley de Glaciares: Milei la promulgó y se abre una nueva etapa regulatoria. Agosto 3, 2022. REUTERS/Jim Urquhart/File Photo

    Este punto concentra buena parte de la controversia: mientras desde el oficialismo lo presentan como un mecanismo para “clarificar” y ordenar la aplicación de la norma, especialistas advierten que la incorporación de ese criterio abre un margen de interpretación que podría derivar en diferencias entre jurisdicciones sobre el alcance efectivo de las prohibiciones.

    “El artículo 6° establece que la autoridad competente tendrá a su cargo determinar, mediante la correspondiente evaluación de impacto ambiental, qué actividades proyectadas implican una alteración relevante”, señala el nuevo texto. En la práctica, esto implica que la viabilidad de actividades como la minería o la explotación hidrocarburífera quedará sujeta a análisis caso por caso y a la decisión de cada jurisdicción.

    El artículo 7 refuerza este enfoque al disponer que “todas las actividades proyectadas estarán sujetas a un procedimiento de evaluación de impacto ambiental en forma previa a su autorización y ejecución”, incluyendo instancias de participación ciudadana. No obstante, se introducen excepciones para actividades científicas, deportivas no motorizadas y acciones de emergencia.

    aviso_341109

    Otro eje central es la redefinición del objeto de protección. A partir de ahora, la ley se enfoca en glaciares y geoformas periglaciales que cumplan funciones hídricas específicas, como la provisión de agua para consumo humano, agricultura, biodiversidad o recarga de cuencas.

    En este punto, la norma incorpora el principio precautorio a través del nuevo artículo 3° bis, que establece que “todos los glaciares y geoformas periglaciales serán considerados como parte del objeto protegido hasta tanto la autoridad competente verifique la inexistencia de las funciones hídricas”. Es decir, la protección se mantiene de manera inicial, pero puede ser revisada y eventualmente retirada en función de estudios técnico-científicos.

    Cambios en el Inventario glaciar

    La reforma también modifica el rol del Inventario Nacional de Glaciares, elaborado por el Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA). Si bien continúa siendo de “ineludible consulta”, su función queda más acotada a la sistematización de información que a la determinación efectiva de qué áreas deben ser protegidas.

    El artículo 5 establece que el IANIGLA será responsable del inventario y monitoreo, pero habilita a las autoridades provinciales a solicitar tanto la incorporación como la eliminación de glaciares del registro. Incluso, la norma aclara que “la omisión de hacerlo no afectará la validez de la autorización otorgada por la autoridad competente”, lo que refuerza el peso de las decisiones locales por sobre el criterio técnico nacional.

    Provincias con mayor control

    El artículo 8 dispone que “será autoridad competente aquella que determine cada jurisdicción”, consolidando la centralidad de las provincias en la identificación y gestión de los territorios alcanzados por la ley.

    Este punto es uno de los más sensibles del rediseño normativo, ya que reconfigura el equilibrio entre los presupuestos mínimos ambientales fijados por la Nación y la autonomía provincial sobre los recursos naturales. La referencia explícita al artículo 124 de la Constitución -que reconoce el dominio originario de las provincias- refuerza esa orientación.

    Un debate atravesado por la agenda productiva

    La reforma fue impulsada por el Poder Ejecutivo en diciembre de 2025 y atravesó un proceso legislativo marcado por fuertes tensiones. En Diputados, la votación se resolvió con 137 votos afirmativos, 111 negativos y 3 abstenciones, tras casi 12 horas de debate.

    Durante la discusión parlamentaria, desde el oficialismo se defendió la iniciativa como una actualización necesaria. La diputada Silvana Giudici sostuvo: “Lean bien porque el zafarrancho de la 26.639 lo provocaron los que ahora dicen que no hay que cambiarla”. En la misma línea, el senador libertario Agustín Coto afirmó que “después de 15 años estamos resolviendo dudas y normalizando una ley conforme a la Constitución Nacional”.

    Desde la oposición, en cambio, las críticas se centraron en el posible retroceso ambiental. El diputado Miguel Ángel Pichetto advirtió: “El IANIGLA pasa prácticamente a ser liquidado por esta decisión”. En tanto, Maximiliano Ferraro calificó la reforma como “totalmente regresiva e inconstitucional”, y la diputada Caren Tepp sostuvo que la nueva redacción “habilitará la explotación minera en la zona de glaciares”.

    Recursos en disputa

    El trasfondo económico de la reforma está vinculado al avance de proyectos extractivos en zonas de alta montaña, particularmente en el marco del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI).

    Argentina cuenta con 16.968 cuerpos de hielo, según el Inventario Nacional de Glaciares, que cubren una superficie cercana a los 8.484 km2. En un país donde más del 60% del territorio es árido o semiárido, estas formaciones cumplen un rol clave en el abastecimiento de agua.

    En ese contexto, el investigador Mariano Novas, del Área de Ambiente y Política de la UNSAM y coordinador del Observatorio del RIGI, sintetizó el trasfondo del debate: “La discusión sobre la minería en la cordillera es, en realidad, una discusión sobre el agua. Y la discusión sobre el agua es, inevitablemente, una discusión sobre el poder”.

    En paralelo, organizaciones ambientalistas y sectores de la oposición ya anticipan presentaciones judiciales. Los cuestionamientos apuntan a una posible vulneración del artículo 41 de la Constitución Nacional y a compromisos internacionales asumidos por el país en materia ambiental.

  • Petroleros: Cierran la paritaria 2025-2026 empatada con la inflación

    Petroleros: Cierran la paritaria 2025-2026 empatada con la inflación

    El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa firmó el acta de cierre del período paritario 2025-2026 el pasado 15 de abril de 2026. El acuerdo, alcanzado junto a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (C.E.P.H.) y la Cámara de Servicios Petroleros (CASEPE), establece un incremento salarial del 32,64%, en línea con la variación acumulada del Índice de Precios al Consumidor (IPC) elaborado por el INDEC para el período abril 2025 – marzo 2026.

    ,

    Las partes reconocieron en el texto del acuerdo que la situación económica general y su impacto directo sobre la industria hidrocarburífera tornaron indispensable revisar las condiciones pactadas originalmente. El porcentaje del 32,64% no es arbitrario: responde con precisión a la incidencia acumulada del IPC para el período paritario completo, que comprende desde abril de 2025 hasta marzo de 2026, inclusive.

    ,

    El acuerdo aclara expresamente que este incremento se calcula sobre la base de los salarios correspondientes al mes de abril de 2025, y no sobre los valores vigentes al momento del cierre. De este modo, el ajuste retrotrae su referencia al inicio del período, garantizando coherencia con la metodología acordada en negociaciones anteriores.

    Vigencia y pago

    El incremento establecido en el Artículo Primero del acta tiene vigencia a partir del 1° de abril de 2026 y su pago se realizará junto con los haberes del mismo mes. El valor resultante de aplicar ese porcentaje pasa a constituir la base de cálculo para el próximo período paritario, comprendido entre abril de 2026 y marzo de 2027.

    ¿Qué conceptos abarca y cuáles quedan fuera? Según el Artículo Segundo, el aumento alcanza a los conceptos remunerativos y no remunerativos, tanto convencionales como no convencionales, normales y habituales, viandas y ayuda alimentaria.

    Sin embargo, el texto es explícito respecto de las exclusiones. Quedan fuera del incremento:

    • Bonos de facturación
    • Adicional o ayuda vivienda
    • Asignación o ayuda vehículo

    Estos rubros, aclara el acuerdo, «se ajustarán conforme a las prácticas habituales de cada compañía».

    Petrolero operario trabajador ganancias paritarias.jpg

    La Asignación Vaca Muerta quedó excluida del ajuste y se revisará en la próxima ronda paritaria.

    Una exclusión de peso también recae sobre la Asignación Vaca Muerta, la asignación mensual no remunerativa pactada mediante acta del 13 de enero de 2026. Las partes acordaron que este concepto «será ajustable a partir de la próxima paritaria», reconociendo así su particularidad frente al resto de los componentes salariales.

    Contexto: el acuerdo del 3 de junio de 2025

    El cierre de abril de 2026 no llega en el vacío. Las partes dejaron constancia de que, durante el mismo período paritario, ya se habían acordado variaciones salariales previas mediante el acta del 3 de junio de 2025, y que dichos incrementos ya estaban operativos al momento de la firma del presente documento.

    El artículo de cierre del acta del 3 de junio —el artículo sexto— fue la cláusula que habilitó la revisión concluida ahora. Las partes evaluaron la evolución de las variables económicas y, en función de ese análisis, determinaron la necesidad de efectuar el ajuste que hoy queda plasmado en el acuerdo.

    Paz social como condición

    El Artículo Tercero del acta no tiene impacto salarial directo, pero reviste importancia institucional. Ambas partes ratificaron su compromiso de mantener la actividad en un marco de paz social y ausencia de conflictos, considerado un factor fundamental para mejorar los niveles de producción del sector y garantizar la sustentabilidad de la industria hidrocarburífera.

    El acuerdo fue firmado por representantes de las tres organizaciones —sindicato, C.E.P.H. y CASEPE— y se solicitó formalmente la homologación por parte de la Autoridad de Aplicación.