YPF adjudicó un contrato multimillonario de largo plazo a Halliburton para servicios integrados de completaciones no convencionales en Vaca Muerta. El acuerdo, resultado de un proceso competitivo, consolida una alianza estratégica plurianual en una de los plays más relevantes fuera de Estados Unidos.
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El contrato establece una colaboraciónexclusiva y de varios años, que amplía la presencia de Halliburton en la Argentina y refuerza su papel en la ejecución de las etapas de fractura a gran escala. La compañía estadounidense señaló que la adjudicación refleja la confianza de YPF en su capacidad para entregar tecnología avanzada y eficiencia operativa.
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En un comunicado oficial, el gigante de servicio destacó que el acuerdo “aumenta significativamente su huella en el país” y que la combinación de tecnología, escala y excelencia operativa es clave para el desarrollo del no convencional. La iniciativa apunta a elevar los estándares de productividad y de reducción de emisiones.
Fractura eléctrica y automatización digital
El contrato incluye el despliegue internacional del sistema de fractura eléctrica ZEUS, que permitirá una mayor eficiencia energética y menor intensidad de emisiones. También contempla la implementación de OCTIV Auto Frac, una solución de automatización que optimiza la ejecución de fracturas en tiempo real.
Esta plataforma integra electrificación, automatización y flujos de trabajo digitales avanzados. Su objetivo es mejorar la consistencia operativa, reducir la variabilidad y optimizar el uso de recursos durante la estimulación hidráulica de pozos shale.
El enfoque conjunto representa un nuevo estándar para el desarrollo de Vaca Muerta a escala industrial. Al mismo tiempo, establece una base para incorporar inteligencia digital y monitoreo avanzado del subsuelo, facilitando decisiones más rápidas y basadas en datos durante las operaciones.
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Halliburton confirma su liderazgo en el fracking de Vaca Muerta.
El crecimiento de Halliburton
El avance ocurre en un contexto de crecimiento para la producción de petróleo en Argentina, impulsada principalmente por Vaca Muerta. La roca madre aporta la mayor parte del crecimiento reciente, y las operaciones de completación resultan clave para sostener los niveles de productividad y recuperación.
Tal como viene informando +e, Halliburton tuvo un desempeño destacado en marzo, cuando la actividad de fracking en Vaca Muerta alcanzó un máximo histórico. Según el relevamiento de NCS Multistage, la compañía realizó el 44% de las etapas de fractura del mes.
El informe señala que Halliburton completó 1.147 punciones en marzo. El volumen se distribuyó entre varias operadoras, con tareas para YPF, Pampa Energía, Pluspetrol y Shell.
Un acuerdo con impacto en el desarrollo
Según informó Halliburton, la adjudicación se alinea con el objetivo de maximizar la productividad y reducir costos por pozo mediante la adopción de tecnologías eléctricas y sistemas automatizados. El uso de una plataforma digital común permitirá la integración progresiva de nuevas soluciones y mejores prácticas.
La estrategia también busca reducir la intensidad de emisiones en el proceso de fractura, un punto clave en la agenda de eficiencia y sustentabilidad. La adopción de equipos eléctricos y la optimización operativa son herramientas centrales en este proceso.
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, reconoció que los precios del petróleo y las naftas podrían mantenerse elevados hasta las elecciones legislativas de noviembre debido a que continua el conflicto en Medio Oriente.
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Durante una entrevista televisiva, el mandatario estadounidense señaló que los valores podrían sostenerse en niveles actuales o incluso subir levemente. El panorama cambia la postura original de Trump que remarcaba que el aumento de los combustibles era un “fenómeno transitorio”.
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El reconocimiento llega en un contexto en el que el mercado energético internacional atraviesa una fuerte volatilidad, impulsada por la escalada del conflicto en Medio Oriente y las tensiones en torno al Estrecho de Ormuz.
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El Estrecho de Ormuz en el centro del conflicto de Medio Oriente.
Bloqueo de Ormuz y escalada del conflicto
En paralelo, Trump anunció que la Armada de Estados Unidos avanzará con un bloqueo en el Estrecho de Ormuz para interceptar embarcaciones que realicen pagos a Irán para transitar por la vía marítima.
La decisión se produjo tras el fracaso de las negociaciones entre ambos países, lo que dejó sin efecto los intentos de alcanzar un acuerdo de paz y profundizó la incertidumbre en la región.
Según informó Reuters, el alcance del bloqueo se limitará a buques vinculados a puertos iraníes, mientras que el tránsito hacia otros destinos no será interrumpido, en un intento por evitar un colapso total del comercio.
Efecto en el precio del petróleo
El conflicto ya tuvo consecuencias concretas en el mercado. La interrupción parcial del tránsito en el estrecho impulsó una suba cercana al 50% en los precios del petróleo, reflejando el temor a una restricción en la oferta global.
Desde Irán, las autoridades advirtieron que las medidas impulsadas por Washington podrían agravar aún más la situación, con impacto directo en los consumidores estadounidenses.
Incluso, dirigentes iraníes ironizaron sobre la situación y señalaron que los actuales precios podrían resultar bajos en comparación con los niveles que se alcanzarían si se profundiza el conflicto.
tag:reuters.com,2025:newsml_KCN3GG1EZ
El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, reconoció que la guerra de Medio Oriente se extenderá más de lo previsto.
Costos políticos y dudas estratégicas
El frente interno también muestra señales de desgaste. La guerra en Medio Oriente afectó la imagen del presidente, con encuestas que reflejan un creciente rechazo de la opinión pública a la intervención militar.
La caída en los niveles de aprobación genera preocupación dentro del Partido Republicano, ante la posibilidad de perder el control del Congreso en las próximas elecciones de medio término.
En ese escenario, legisladores de la oposición cuestionaron la efectividad de la estrategia. Advirtieron que el bloqueo difícilmente logre modificar la postura iraní y podría, por el contrario, intensificar las tensiones.
Un conflicto sin resolución inmediata
Analistas y dirigentes coinciden en que el conflicto no tendrá una resolución rápida. Incluso dentro del oficialismo reconocen que los objetivos en Irán podrían requerir un esfuerzo prolongado en el tiempo.
La falta de una salida clara mantiene en vilo a los mercados y refuerza la incertidumbre sobre la evolución de los precios del crudo y su impacto en la economía global.
Mientras tanto, la administración estadounidense enfrenta el desafío de sostener su estrategia en el plano internacional sin agravar el costo político interno en un año electoral decisivo.
El banco de inversión Morgan Stanley mantuvo sin cambios sus previsiones para el precio del petróleo Brent, anticipando valores elevados en el corto plazo en medio de la crisis desatada por el conflicto en Medio Oriente.
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La entidad proyecta un precio de 110 dólares por barril para el segundo trimestre de 2026 y de 100 dólares para el tercero, con una moderación recién hacia 2027, cuando el crudo podría descender a la zona de los 80 dólares.
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Las estimaciones reflejan la persistencia de tensiones en el mercado energético global, en particular por las disrupciones en el Estrecho de Ormuz.
Recuperación lenta del suministro
Desde el banco advirtieron que las cadenas de suministro de petróleo podrían tardar varios meses en normalizarse, incluso si se logra una reapertura parcial del estrecho en el corto plazo.
En su escenario base, los flujos de exportación se mantendrían en niveles bajos durante abril, para luego recuperar cerca del 70% de los volúmenes perdidos entre mayo y julio.
Recién hacia octubre se alcanzaría un nivel de operación estable, lo que confirma que el impacto del conflicto se extenderá más allá de los eventos inmediatos.
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La producción de petróleo tardará meses en volver a niveles previos al conflicto de Medio Oriente.
Precios en alza y presión en el mercado
En paralelo, el precio del crudo volvió a superar los 100 dólares por barril, impulsado por la decisión de Estados Unidos de avanzar con un bloqueo marítimo vinculado a Irán.
El Brent cotizaba por encima de los 102 dólares, mientras que el WTI se ubicaba cerca de los 104 dólares. A esto se suma la decisión de productores de Medio Oriente como Kuwait, Irak y Arabia Saudita de elevar los precios oficiales de venta hacia Asia, en algunos casos con primas récord.
Déficit de oferta en el horizonte
Los analistas coinciden en que la caída en la producción global podría llevar al mercado a una situación de déficit de oferta, en contraste con las previsiones previas al conflicto.
Este cambio de escenario implica un giro relevante en la dinámica del mercado, que hasta comienzos de año proyectaba un contexto de sobreoferta y mayor estabilidad en los precios.
La combinación de restricciones logísticas, menor producción y tensiones geopolíticas aparece como el principal factor detrás de este nuevo equilibrio.
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Imagen de archivo de un yacimiento petrolero a las afueras de Kirkuk, Irak. 17 octubre 2017. REUTERS/Alaa Al-Marjani
La OPEP recorta la demanda
En este contexto, la OPEP ajustó a la baja su previsión de demanda mundial de petróleo para el segundo trimestre, en su primera evaluación del impacto del conflicto con Irán.
El organismo recortó su estimación en 500.000 barriles diarios, proyectando un consumo global promedio de 105,07 millones de barriles por día, por debajo de su cálculo previo.
En paralelo, la producción del grupo OPEP+ registró una fuerte caída en marzo, con un descenso de 7,7 millones de barriles diarios respecto de febrero, según datos de fuentes secundarias.
Países como Arabia Saudita e Irak lideraron los recortes, en un contexto marcado por las limitaciones operativas derivadas del conflicto en la región.
Un mercado condicionado por la geopolítica
A pesar del recorte en el corto plazo, la OPEP mantuvo sin cambios su proyección de crecimiento de la demanda para todo 2026, estimando un incremento de 1,38 millones de barriles diarios.
La organización prevé que el consumo se recupere en los próximos meses, aunque condicionado por la evolución del conflicto y la estabilidad del suministro.
En este escenario, el mercado petrolero global queda cada vez más atado a los factores geopolíticos, con precios que reflejan no solo la oferta y la demanda, sino también el nivel de riesgo en una región clave.
Central Puerto S.A. anunció oficialmente la adquisición del 100% del paquete accionario de Patagonia Energy S.A. (PESA), haciéndose así con la concesión del área hidrocarburífera Aguada del Chivato / Aguada Bocarey. La operación corporativa, comunicada a la Comisión Nacional de Valores (CNV) a través de un Hecho Relevante fechado el 12 de abril de 2026 , marca un desembarco estratégico y debut de la compañía en el segmento del upstream dentro de la Cuenca Neuquina.
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Según el documento oficial, el acuerdo de compraventa se cerró con Patagonia Assets Limited. La firma energética busca con este movimiento incorporar activos y capacidades que mejoren su posicionamiento competitivo , además de optimizar su estructura de negocios, diversificar el flujo de ingresos y mitigar los riesgos derivados de la concentración en sus operaciones tradicionales.
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El cierre definitivo de la transacción se encuentra actualmente sujeto al cumplimiento de las condiciones precedentes habituales que rigen este tipo de operaciones de mercado.
El perfil del bloque adquirido
La incorporación de Aguada del Chivato / Aguada Bocarey dota a Central Puerto de un activo de 110 km² ubicado en el centro-norte de la provincia, en las proximidades de Rincón de los Sauces. Si bien es un yacimiento con historial, su mayor atractivo a futuro es su posicionamiento estratégico justo sobre la ventana de petróleo de la formación Vaca Muerta.
Desde el plano operativo, el área cuenta con una base de producción sustentada en pozos convencionales perforados por Medanito y por YPF. Según los últimos registros de la Secretaría de Energía de la Nación, en febrero el área aportó un promedio diario cercano a los 168 barriles de crudo y 20.571 metros cúbicos de gas natural. Las cifras muestran un fuerte declino del rendimiento del yacimiento, que un año atrás producía 442 barriles diarios de petróleo y 230 mil m3 diario de gas.
De cara al desarrollo no convencional, el yacimiento ya cuenta con la ventaja de tener dos pozos perforados al shale (uno vertical y otro horizontal), lo que acorta la curva de aprendizaje inicial para la nueva operadora.
Un activo de alta rotación reciente
La venta de Patagonia Energy representa un nuevo capítulo en el dinámico historial societario del bloque. Cabe recordar que, tras la fuerte crisis de Medanito S.A., la concesión había pasado en noviembre de 2021 a manos del fondo de inversión Megeve Investments, controlado por el Grupo Fratelli, propiedad de la familia Solari Donaggio de Chile, principales accionistas del Grupo Sodimac y Falabella.
El área había vuelto a cobrar protagonismo en el radar del mercado en marzo de 2024, cuando el financista Federico Tomasevich acordó su asociación a Patagonia Energy, anunciando en su momento un ambicioso business plan de 100 millones de dólares para perforar nueve pozos hacia el año 2031. Dos años después, las cifras demuestran que el rendimiento productivo de Aguada del Chivato/Aguada Bocarey se desplomó.
Techint Ingeniería y Construcción entra en la recta final del Proyecto Suministro de Agua Desalinizada Distrito Norte (SADDN) en la región de Antofagasta, Chile. La empresa argentina alcanzó el 96% de avance y ya registró el primer flujo de agua desalinizada a través de los sistemas de ósmosis inversa. Esta megaobra abastecerá de agua industrial del Pacífico a tres gigantescas operaciones de Codelco: Radomiro Tomic, Chuquicamata —la mina de cobre a cielo abierto más grande del mundo— y Ministro Hales.
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El sistema, que demandó una inversión de US$1000 millones, incluye una planta desalinizadora en Tocopilla y 160 kilómetros de tuberías que ascienden desde el nivel del mar hasta más de 3000 metros de altura. Con tres estaciones de bombeo, el acueducto impulsará hasta 840 litros por segundo de agua desalinizada. El proyecto, ejecutado para el consorcio Aguas Horizonte (integrado por Marubeni y Transelec), se encuentra en fase de cierre técnico y desmovilización tras superar exitosamente las pruebas hidráulicas del ducto.
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“Estos avances nos permiten proyectar con confianza la puesta en marcha del proyecto, aportando una solución estructural frente a la escasez hídrica y contribuyendo al desarrollo sostenible de la minería en el país”, afirmó Rodrigo Larralde Campos, deputy project director de Techint E&C.
Desafíos técnicos de una obra que desafía la geografía
La construcción del SADDN representó uno de los desafíos de ingeniería más complejos de los últimos años en Sudamérica. El acueducto de 48 pulgadas de acero inicia su recorrido con dos tuberías de captación de 1,8 metros de diámetro y 740 metros de largo, que se adentran hasta casi 100 metros de profundidad en el Pacífico. Un tercer tubo devuelve la salmuera a 540 metros mar adentro mediante difusores que minimizan el impacto en la vida marina.
Marco Matranga, Sr. Project Manager de Techint, aseguró: “Este es uno de los proyectos de mayor complejidad técnica y de los más importantes que Techint E&C ha desarrollado en sus más de 70 años en Chile, y ha requerido que cada uno de los colaboradores dé lo mejor”.
Uno de los tramos más críticos fue el primer ascenso: 48 pulgadas de tubería que suben un farellón de 1000 metros de altura en apenas 3000 metros de extensión, con pendientes de hasta 39 grados. Debido a la inclinación extrema, la zanja y la soldadura se realizaron de manera predominantemente manual, con menos maquinaria que en proyectos convencionales. Codelco instaló un cablecarril para transportar personal y cargas de hasta 14.000 kilogramos.
“La zanja y la soldadura se hicieron de manera mucho más manual de lo habitual y con menos máquinas debido a la pendiente”, explicó Germán Ospina, supervisor general de ductos de Techint, a medios nacionales y chilenos.
Una vez superada la cima, el ducto recorre los restantes 160 kilómetros hacia las minas, atravesando zonas de Tocopilla, María Elena y Calama. El proyecto consume 45 MW, suministrados íntegramente por energía fotovoltaica de la planta solar Tamaya, lo que reemplazó antiguas centrales térmicas y reduce la huella de carbono.
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Techint alcanza 96% de avance en el proyecto SADDN para Codelco.
Chile acelera el uso de agua de mar en minería
Chile produce 5,7 millones de toneladas de cobre al año, lo que representa un cuarto de la oferta mundial. Codelco, la empresa estatal, aporta aproximadamente el 20% del total nacional. Hace once años, más del 90% del agua utilizada en la minería chilena provenía del deshielo. Hoy, cerca del 43% del consumo minero corresponde a agua desalinizada, y el país se fijó como meta que para 2034 el Pacífico represente el 66% del abastecimiento hídrico minero.
Actualmente operan 24 plantas desalinizadoras en Chile, de las cuales casi el 80% de la producción se destina a la minería. El SADDN se inscribe en esta transición hacia una minería más sostenible, que reduce la presión sobre los recursos hídricos continentales y responde a demandas sociales por preservar el agua para consumo humano y agrícola.
“Los yacimientos de cobre en Chile y en la Argentina están empatados, en muchos casos son binacionales. A medida que los proyectos en la Argentina evolucionen, se espera que utilicen también el agua industrial del mar chileno. Se puede extender un proyecto existente o se puede construir uno paralelo que los alimente, porque si no, la alternativa sería llevar agua del Paraná, que es mucho más cara”, señaló Alejo Calcagno, director de Operaciones del Área Sur de Techint.
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Tramo crítico del ducto con pendientes de 39° en el farellón de 1000 metros de altura.
Oportunidad para la minería argentina
La experiencia de Techint en el SADDN abre puertas para proyectos cupríferos en el norte argentino. Distritos como Western Malargüe en Mendoza o exploraciones en San Juan y Catamarca enfrentan desafíos hídricos similares. La posibilidad de extender acueductos desde la costa chilena o desarrollar infraestructuras paralelas podría convertir al Pacífico en fuente estratégica para futuras operaciones binacionales.
El proyecto SADDN no solo resuelve una necesidad operativa para Codelco durante los próximos 20 años, sino que demuestra la capacidad de empresas argentinas para ejecutar obras de alta complejidad en entornos extremos. Con más de 7000 personas contratadas en el pico de la obra, la megaobra está en la recta final y se están haciendo las últimas pruebas operacionales. Esta obra no solo garantiza el abastecimiento hídrico de tres de las minas más importantes del planeta, sino que establece un precedente técnico y ambiental para toda la industria del cobre en el Cono Sur.
Fuentes: Techint, informes periodísticos y aportes de Redacción +E.
El subsuelo neuquino es testigo de una de las transformaciones económicas e industriales más formidables de la historia reciente del país. Los números confirman lo que hace una década era apenas una promesa geológica: Vaca Muerta además de ser el motor energético de la Argentina es uno de los principales imanes para los capitales.
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Según los últimos datos oficiales consolidados por la Secretaría de Energía de la Nación, el acumulado histórico de inversiones hidrocarburíferas entre 2013 y 2025 traza un mapa donde el dinero fluye con una dirección inequívoca hacia la roca generadora neuquina. En un país sediento de divisas, el sector petrolero y gasífero logró inyectar sumas que reconfiguraron la matriz productiva nacional y que convirtieron una balanza comercial energética deficitaria en una de las principales fuentes de ingresos de dólares.
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El peso de la Cuenca Neuquina
Para comprender la magnitud de lo que ocurre en la estepa patagónica, es imperativo observar la fotografía a nivel nacional. Entre 2013 —considerado el «año cero» del desarrollo no convencional a gran escala— y las proyecciones consolidadas hasta 2025, la inversión total en la industria de los hidrocarburos en toda la Argentina alcanzó los 103.311 millones de dólares.
De esa cifra, más de la mitad tiene nombre y apellido. Vaca Muerta concentró desembolsos por 52.254 millones de dólares en ese mismo período. Esto significa que, de cada 100 dólares invertidos en petróleo y gas en todo el territorio nacional, más de 50 dólares fueron destinados exclusivamente a perforar, fracturar y poner en producción la formación shale.
Vista Energy Vaca Muerta shale oil Petróleo (4)
La Cuenca Neuquina acaparó 68.770 millones de dólares, equivalente al 66,5% de toda la inversión histórica del país en los últimos doce años, dejando al resto de las provincias productoras en un distante segundo plano. Este desplazamiento del capital explica el declino de los yacimientos maduros en otras latitudes frente a la hiper-productividad del no convencional neuquino.
YPF y el «Top 10» que más invirtió
El análisis del flujo de capitales por empresa revela una asimetría fundacional: el desarrollo de Vaca Muerta no hubiera sido posible sin el peso del Estado a través de su petrolera de bandera, que asumió el riesgo inicial y aún lidera la curva de aprendizaje y producción.
Si se tiene en cuenta los números declarados en la Secretaría de Energía por operador, YPF es líder indiscutido de esta historia. Entre 2013 y 2025, la compañía de mayoría estatal inyectó 25.590 millones de dólares para poner en producción la roca madre neuquina. Para ponerlo en perspectiva, la petrolera argentina invirtió por sí sola casi el 25% de todo el capital petrolero nacional de la década, y prácticamente la mitad de todos los dólares que entraron a Vaca Muerta.
Muy por detrás, pero consolidando un ecosistema corporativo robusto a partir del ultimo quinquenio, que mezcla capitales nacionales e internacionales, se ubica el resto del Top 10:
Pan American Energy (PAE): La compañía de la familia Bulgheroni, tradicionalmente fuerte en Chubut, desembolsó 3.932 millones de dólares, y se aseguró el segundo puesto a nivel nacional.
Tecpetrol: El brazo petrolero del Grupo Techint se subió al podio con 3.640 millones de dólares, una cifra traccionada casi en su totalidad por su agresivo desarrollo gasífero que salvó al país de importaciones masivas en los inviernos recientes.
Shell: La angloholandesa, apostó fuerte al crudo de ventana negra, invirtió 3.227 millones de dólares, y se destacó entre las majors globales.
Los recursos de Vaca Muerta ante una oportunidad única que ofrece el mundo.
Vista: La empresa liderada por Miguel Galuccio — el arquitecto del primer boom de YPF en 2013— protagoniza el fenómeno más explosivo del sector privado independiente, con desembolsos por 3.074 millones de dólares en un tiempo récord.
Total: La gigante francesa (TotalEnergies), con su histórica presencia en el gas, sumó 2.952 millones de dólares.
Pluspetrol: La petrolera de capitales nacionales aportó 2.661 millones de dólares.
Pampa Energía: La compañía de Marcelo Mindlin focalizó sus esfuerzos estratégicos con 1.551 millones de dólares.
Exxon Mobil: El gigante estadounidense inyectó 1.427 millones de dólares en sus bloques exploratorios y de desarrollo temprano, antes de abandonar la provincia en 2025 tras su venta de activos a Pluspetrol.
Chevron: Con 1.070 millones de dólares, la norteamericana cierra el top 10. Su cifra por operador, aunque menor hoy en la comparativa, tiene un valor histórico incalculable: fueron los primeros dólares de riesgo que validaron a Loma Campana en 2013.
Los yacimientos que absorben los millones
El dinero no se distribuye de manera uniforme en la estepa neuquina. Se concentra en lo que la industria llama el core de Vaca Muerta, donde la calidad de la roca garantizan los retornos más rápidos. Los datos de la Secretaría de Energía exponen una radiografía perfecta de dónde están los «blockbusters» de Argentina.
Ningún yacimiento en la historia reciente del país ha visto tanto dinero como Loma Campana. Operado por YPF (en sociedad histórica con Chevron), este bloque emblemático recibió 9.863 millones de dólares entre 2013 y 2025. Fue el laboratorio donde Argentina aprendió a hacer fracking a escala industrial.
A este bloque le siguen de cerca sus vecinos, conformando la triple corona del shale oil de YPF: La Amarga Chica, con 4.170 millones de dólares, y Bandurria Sur, con 2.670 millones. Solo estos tres yacimientos operados por YPF suman más de 16.700 millones de dólares, un tercio de todo el valor de Vaca Muerta.
El milagro del gas y las joyas privadas
Fuera del paraguas de YPF, otros yacimientos han marcado hitos industriales que justifican sus multimillonarias inversiones:
Fortín de Piedra (Tecpetrol): Con una inversión de 3.304 millones de dólares, este bloque es el orgullo de la ingeniería de Techint. Pasó de ser un páramo a producir más del 15% del gas de toda la Argentina en menos de dos años, cambiando la ecuación de importaciones de GNL del país.
Bajada del Palo Oeste (Vista): El yacimiento estrella de la compañía de Galuccio atrajo 2.389 millones de dólares. Es el bloque que catapultó a Vista a convertirse en el segundo exportador de petróleo de la Cuenca Neuquina gracias a su eficiencia operativa.
La Calera (Pluspetrol): Una joya que combina gas y líquidos ricos, donde se hundieron 2.299 millones de dólares.
Lindero Atravesado (PAE): La principal apuesta no convencional de la empresa de los Bulgheroni, con inyecciones de 2.062 millones de dólares.
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Tecpetrol exportará gas a Brasil producido en Fortín de Piedra, en Vaca Muerta.
El pelotón de los mil millones
El nivel de intensidad de capital del shale exige espaldas financieras gigantescas. Esto se refleja en la lista de yacimientos que, aun no estando en el top 5, superan holgadamente la barrera de los mil millones de dólares en inversiones históricas.
Allí figuran históricos desarrollos de YPF que transicionaron al no convencional o al tight, como Rincón del Mangrullo ($1.662 millones) y Loma La Lata-Sierra Barrosa ($1.632 millones), además de El Orejano ($1.234 millones), el primer piloto de shale gas del país.
Por el lado de los privados, la francesa Total fortaleció Aguada Pichana Este con $1.528 millones, mientras que Shell consolidó sus bastiones de petróleo negro en Cruz de Lorena ($969 millones) y Sierras Blancas ($946 millones), al borde de la marca de los mil millones.
Los 52.254 millones de dólares enterrados en Vaca Muerta desde 2013 son la fundación de la nueva macroeconomía argentina. Este desembolso masivo permitió al país revertir su abultado déficit energético comercial, al pasar de ser un importador crónico de barcos de GNL a vislumbrar un horizonte de exportaciones masivas a nivel regional (Chile, Brasil) y global, a través de grandes proyectos de licuefacción en la costa atlántica de Río Negro.
YPF cerró este jueves una nueva emisión de Obligaciones Negociables (ON) en el mercado doméstico de capitales. La Clase XLIII, denominada en dólares MEP, se adjudicó por u$s 122 millones a un plazo de 48 meses y una tasa fija de 5,50% anual, con más de 6.000 órdenes de compra y una demanda total de u$s 203 millones —66% por encima del monto colocado. La compañía había salido al mercado con un piso de u$s 70 millones.
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Respecto a la última emisión local, la Clase XLII de febrero, la mejora es de 100 puntos básicos en tasa —que había cerrado en 6,50%— y 14 meses adicionales de plazo, que era de 34 meses. Los fondos se destinarán a refinanciar pasivos existentes a tasas superiores y a financiar el plan de inversiones.
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La tasa más baja desde 2023
El 5,50% es la tasa nominal anual más baja que YPF obtiene en el mercado local en los últimos dos años. El récord histórico sigue siendo del 5,00%, correspondiente a la Clase XXV de junio de 2023, que totalizó u$s 263 millones en dos tramos a 32 meses de plazo. Lo que distingue a la colocación de ayer es la relación tasa-plazo: 50 puntos básicos adicionales a cambio de 16 meses más de duration, una combinación que los analistas del mercado consideraron mejor que lo esperado. El corte había sido proyectado en una banda de entre 6% y 6,5%.
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Gestión Marín: u$s 6.000 millones captados en el mercado
La Clase XLIII es la tercera salida al mercado que realiza YPF en lo que va de 2026 y suma más de u$s 800 millones captados en el año. En enero amplió en el mercado internacional el bono con vencimiento en 2034 por u$s 550 millones al 8,10%; en febrero colocó los u$s 131 millones locales al 6,50%.
Desde que Horacio Marín asumió como presidente y CEO en diciembre de 2023, YPF lleva captados más de u$s 6.000 millones en mercados de deuda, con una tendencia sostenida de compresión de tasas. En 2024, primer año completo de su gestión, la compañía fue el mayor emisor corporativo del país con u$s 1.700 millones, entre los que se contaron u$s 800 millones internacionales al 9,50% y u$s 540 millones al 8,75%. En 2025 el volumen escaló a u$s 3.700 millones: u$s 1.600 millones en bonos internacionales, u$s 1.400 millones en el mercado local y u$s 700 millones en créditos bancarios.
El destino: Vaca Muerta, VMOS y Argentina LNG
El capex de YPF en 2025 fue de u$s 4.477 millones, con el 75% orientado a activos no convencionales. Para 2026, la compañía proyecta u$s 6.000 millones de inversión, con el 70% destinado al shale en Vaca Muerta y una meta de producción de 215.000 barriles diarios, un incremento del 120% respecto a diciembre de 2023.
Los proyectos centrales que absorben ese capital son tres. El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), con un avance de obra del 54%, que apunta a una capacidad de 550.000 barriles diarios en 2027 y una inversión estimada de u$s 3.000 millones. El proyecto Argentina LNG, junto a Eni y XRG, con capacidad proyectada de entre 18 y 24 millones de toneladas anuales y una inversión cercana a u$s 20.000 millones, para el cual JP Morgan está mandatado a estructurar el financiamiento. Y un crédito de project finance por u$s 2.000 millones para infraestructura de transporte de hidrocarburos, con participación de Vista, Pan American Energy, Pampa, Chevron y Shell.
A ese financiamiento de mercado la compañía suma ingresos por desinversión de activos no estratégicos: u$s 600 millones por la venta del 50% de Profertil, u$s 500 millones por la transferencia de Manantiales Behr, y una venta pendiente del 70% de Metrogas estimada entre u$s 500 y u$s 600 millones adicionales.
El subsuelo neuquino es testigo de una de las transformaciones económicas e industriales más formidables de la historia reciente del país. Los números confirman lo que hace una década era apenas una promesa geológica: Vaca Muerta además de ser el motor energético de la Argentina es uno de los principales imanes para los capitales.
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Según los últimos datos oficiales consolidados por la Secretaría de Energía de la Nación, el acumulado histórico de inversiones hidrocarburíferas entre 2013 y 2025 traza un mapa donde el dinero fluye con una dirección inequívoca hacia la roca generadora neuquina. En un país sediento de divisas, el sector petrolero y gasífero logró inyectar sumas que reconfiguraron la matriz productiva nacional y que convirtieron una balanza comercial energética deficitaria en una de las principales fuentes de ingresos de dólares.
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El peso de la Cuenca Neuquina
Para comprender la magnitud de lo que ocurre en la estepa patagónica, es imperativo observar la fotografía a nivel nacional. Entre 2013 —considerado el «año cero» del desarrollo no convencional a gran escala— y las proyecciones consolidadas hasta 2025, la inversión total en la industria de los hidrocarburos en toda la Argentina alcanzó los 103.311 millones de dólares.
De esa cifra, más de la mitad tiene nombre y apellido. Vaca Muerta concentró desembolsos por 52.254 millones de dólares en ese mismo período. Esto significa que, de cada 100 dólares invertidos en petróleo y gas en todo el territorio nacional, más de 50 dólares fueron destinados exclusivamente a perforar, fracturar y poner en producción la formación shale.
Vista Energy Vaca Muerta shale oil Petróleo (4)
La Cuenca Neuquina acaparó 68.770 millones de dólares, equivalente al 66,5% de toda la inversión histórica del país en los últimos doce años, dejando al resto de las provincias productoras en un distante segundo plano. Este desplazamiento del capital explica el declino de los yacimientos maduros en otras latitudes frente a la hiper-productividad del no convencional neuquino.
YPF y el «Top 10» que más invirtió
El análisis del flujo de capitales por empresa revela una asimetría fundacional: el desarrollo de Vaca Muerta no hubiera sido posible sin el peso del Estado a través de su petrolera de bandera, que asumió el riesgo inicial y aún lidera la curva de aprendizaje y producción.
Si se tiene en cuenta los números declarados en la Secretaría de Energía por operador, YPF es líder indiscutido de esta historia. Entre 2013 y 2025, la compañía de mayoría estatal inyectó 25.590 millones de dólares para poner en producción la roca madre neuquina. Para ponerlo en perspectiva, la petrolera argentina invirtió por sí sola casi el 25% de todo el capital petrolero nacional de la década, y prácticamente la mitad de todos los dólares que entraron a Vaca Muerta.
Muy por detrás, pero consolidando un ecosistema corporativo robusto a partir del ultimo quinquenio, que mezcla capitales nacionales e internacionales, se ubica el resto del Top 10:
Pan American Energy (PAE): La compañía de la familia Bulgheroni, tradicionalmente fuerte en Chubut, desembolsó 3.932 millones de dólares, y se aseguró el segundo puesto a nivel nacional.
Tecpetrol: El brazo petrolero del Grupo Techint se subió al podio con 3.640 millones de dólares, una cifra traccionada casi en su totalidad por su agresivo desarrollo gasífero que salvó al país de importaciones masivas en los inviernos recientes.
Shell: La angloholandesa, apostó fuerte al crudo de ventana negra, invirtió 3.227 millones de dólares, y se destacó entre las majors globales.
Los recursos de Vaca Muerta ante una oportunidad única que ofrece el mundo.
Vista: La empresa liderada por Miguel Galuccio — el arquitecto del primer boom de YPF en 2013— protagoniza el fenómeno más explosivo del sector privado independiente, con desembolsos por 3.074 millones de dólares en un tiempo récord.
Total: La gigante francesa (TotalEnergies), con su histórica presencia en el gas, sumó 2.952 millones de dólares.
Pluspetrol: La petrolera de capitales nacionales aportó 2.661 millones de dólares.
Pampa Energía: La compañía de Marcelo Mindlin focalizó sus esfuerzos estratégicos con 1.551 millones de dólares.
Exxon Mobil: El gigante estadounidense inyectó 1.427 millones de dólares en sus bloques exploratorios y de desarrollo temprano, antes de abandonar la provincia en 2025 tras su venta de activos a Pluspetrol.
Chevron: Con 1.070 millones de dólares, la norteamericana cierra el top 10. Su cifra por operador, aunque menor hoy en la comparativa, tiene un valor histórico incalculable: fueron los primeros dólares de riesgo que validaron a Loma Campana en 2013.
Los yacimientos que absorben los millones
El dinero no se distribuye de manera uniforme en la estepa neuquina. Se concentra en lo que la industria llama el core de Vaca Muerta, donde la calidad de la roca garantizan los retornos más rápidos. Los datos de la Secretaría de Energía exponen una radiografía perfecta de dónde están los «blockbusters» de Argentina.
Ningún yacimiento en la historia reciente del país ha visto tanto dinero como Loma Campana. Operado por YPF (en sociedad histórica con Chevron), este bloque emblemático recibió 9.863 millones de dólares entre 2013 y 2025. Fue el laboratorio donde Argentina aprendió a hacer fracking a escala industrial.
A este bloque le siguen de cerca sus vecinos, conformando la triple corona del shale oil de YPF: La Amarga Chica, con 4.170 millones de dólares, y Bandurria Sur, con 2.670 millones. Solo estos tres yacimientos operados por YPF suman más de 16.700 millones de dólares, un tercio de todo el valor de Vaca Muerta.
El milagro del gas y las joyas privadas
Fuera del paraguas de YPF, otros yacimientos han marcado hitos industriales que justifican sus multimillonarias inversiones:
Fortín de Piedra (Tecpetrol): Con una inversión de 3.304 millones de dólares, este bloque es el orgullo de la ingeniería de Techint. Pasó de ser un páramo a producir más del 15% del gas de toda la Argentina en menos de dos años, cambiando la ecuación de importaciones de GNL del país.
Bajada del Palo Oeste (Vista): El yacimiento estrella de la compañía de Galuccio atrajo 2.389 millones de dólares. Es el bloque que catapultó a Vista a convertirse en el segundo exportador de petróleo de la Cuenca Neuquina gracias a su eficiencia operativa.
La Calera (Pluspetrol): Una joya que combina gas y líquidos ricos, donde se hundieron 2.299 millones de dólares.
Lindero Atravesado (PAE): La principal apuesta no convencional de la empresa de los Bulgheroni, con inyecciones de 2.062 millones de dólares.
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Tecpetrol exportará gas a Brasil producido en Fortín de Piedra, en Vaca Muerta.
El pelotón de los mil millones
El nivel de intensidad de capital del shale exige espaldas financieras gigantescas. Esto se refleja en la lista de yacimientos que, aun no estando en el top 5, superan holgadamente la barrera de los mil millones de dólares en inversiones históricas.
Allí figuran históricos desarrollos de YPF que transicionaron al no convencional o al tight, como Rincón del Mangrullo ($1.662 millones) y Loma La Lata-Sierra Barrosa ($1.632 millones), además de El Orejano ($1.234 millones), el primer piloto de shale gas del país.
Por el lado de los privados, la francesa Total fortaleció Aguada Pichana Este con $1.528 millones, mientras que Shell consolidó sus bastiones de petróleo negro en Cruz de Lorena ($969 millones) y Sierras Blancas ($946 millones), al borde de la marca de los mil millones.
Los 52.254 millones de dólares enterrados en Vaca Muerta desde 2013 son la fundación de la nueva macroeconomía argentina. Este desembolso masivo permitió al país revertir su abultado déficit energético comercial, al pasar de ser un importador crónico de barcos de GNL a vislumbrar un horizonte de exportaciones masivas a nivel regional (Chile, Brasil) y global, a través de grandes proyectos de licuefacción en la costa atlántica de Río Negro.
El conflicto en Medio Oriente volvió a tensionar al mercado energético global y encendió señales de alerta entre analistas internacionales, que coinciden en que la oferta de petróleo tardará meses en normalizarse aun si se habilita nuevamente la navegación plena por el Estrecho de Ormuz. Los golpes en infraestructura, logística y producción dejaron un vacío físico difícil de revertir en el corto plazo.
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El repunte abrupto del precio del crudo en las últimas semanas reflejó ese deterioro estructural, con valores que en algunos mercados spot superaron los 120 dólares por barril. La disparidad entre referencias regionales expuso tensiones propias de una crisis que sorprendió incluso a gobiernos que esperaban un conflicto breve.
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Según especialistas del sector, la primera señal crítica apareció en el sudeste asiático, donde varias refinerías reportaron faltante de petróleo. El fenómeno se extendió rápidamente por la región y obligó a países a tomar medidas excepcionales, como racionamiento de combustibles o home office obligatorio para reducir el uso de transporte.
Un mercado que no logra estabilizarse
En China, la situación fue distinta gracias a que el gobierno acumuló reservas estratégicas de crudo durante los últimos años. Sin embargo, incluso ese colchón obligó a suspender exportaciones de ciertos productos refinados hacia Australia y otras naciones del sudeste asiático, lo que profundizó la escasez regional y tensó las cadenas de suministro.
Europa comenzó a mostrar signos similares con una presión creciente sobre los precios de los combustibles. Para los analistas, la raíz del problema no se limita a las rutas marítimas bloqueadas en el Estrecho de Ormuz, sino a la magnitud del corte productivo en el Golfo Pérsico, que dejó entre 15% y 20% de la oferta global fuera del sistema.
Ese volumen supera ampliamente los antecedentes históricos. En la crisis del petróleo de 1973, el shock de oferta representó cerca del 7% del mercado global. Hoy, la proporción es el triple. Analistas internacionales señalan que, con semejante escala, la normalización no depende únicamente de una tregua geopolítica, sino también de la capacidad real de reactivar miles de pozos e instalaciones.
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Aunque haya acuerdo, el petróleo seguirá bajo presión: anticipan una recuperación lenta de la oferta.
Un retorno que no será inmediato
De acuerdo con especialistas, gran parte de la producción afectada en países como Irak, Kuwait, Bahréin y Arabia Saudita no podrá restablecerse con rapidez. Los yacimientos cerrados tras ataques o evacuaciones no se reabren simplemente “abriendo una válvula”: requieren diagnósticos de integridad, reparaciones y un proceso técnico que puede demandar varios meses.
Incluso en un escenario de acuerdo entre Estados Unidos e Irán, donde se logre disminuir la tensión militar y permitir el tráfico normal por Ormuz, el mercado de petróleo mantendría un nivel de riesgo superior al previo al conflicto. Esa prima de riesgo se trasladaría a los precios internacionales del crudo, que seguirían elevados durante buena parte del año.
A su vez, la escasez física de petróleo empieza a generar efectos colaterales en otros sectores productivos. El más inmediato aparece en el mercado de fertilizantes, ya que un porcentaje significativo de la oferta global proviene de países hoy afectados por el conflicto. Aunque el precio suba, advierten analistas, el problema principal será la disponibilidad real de productos.
Daño colateral en diversos sectores
La falta de fertilizantes ya genera cambios en las decisiones de siembra en el hemisferio norte. Los productores analizan volcarse hacia cultivos que demandan menos insumos, como la soja, lo que podría generar una sobreoferta futura en ese segmento. En cambio, los precios del trigo y el maíz tenderían a subir por menor área sembrada y menor rendimiento.
El maíz, además, tiene un rol clave en la industria de los biocombustibles: es la base para producir etanol, que se mezcla con naftas en diversos países. Con precios de combustibles elevados y una oferta restringida, la presión sobre este mercado podría amplificarse, generando un nuevo ciclo de incrementos en los costos logísticos y de transporte.
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FOTO ARCHIVO. Irak fue uno de los países que sufrió ataques a sus yacimientos. REUTERS/Mohammed Aty
Dos caminos posibles y ninguna solución inmediata
En el plano geopolítico, los expertos identifican dos escenarios principales. El primero, considerado el más crítico, sería una escalada militar a que involucre ataques a infraestructura energética en Irán, como refinerías, complejos petroquímicos o terminales de exportación. En ese caso, la destrucción adicional de instalaciones prolongaría durante años la restricción de oferta.
Además, tanto Irán como otros actores de la región cuentan con capacidad para atacar instalaciones de países vecinos o embarcaciones que transitan por corredores estratégicos. Incluso con una intervención militar contundente, no habría garantías de seguridad plena en la zona, lo que alimentaría una inestabilidad persistente.
El segundo escenario plantea la posibilidad de una desescalada diplomática. Aun así, los analistas consideran improbable que el mercado vuelva a los niveles previos de sobreproducción que se debatían hace apenas dos meses. Los daños acumulados en infraestructura dejaron una huella profunda en la oferta.
Recesión, demanda debilitada y un equilibrio incierto
Un aspecto adicional es el impacto económico sobre los países importadores de energía. Si la falta de abastecimiento físico persiste, la demanda podría caer simplemente porque los consumidores no logren acceder a combustibles, independientemente del precio. Esto modificaría el equilibrio del mercado y podría frenar parcialmente la suba del petróleo, aunque por razones negativas.
Regiones como el sudeste asiático y parte de Europa ya muestran señales de desaceleración que podrían derivar en recesiones profundas si continúan los problemas de suministro. En ese caso, la contracción económica funcionaría como un freno adicional a la demanda de energía, generando un equilibrio nuevo, pero mucho más frágil.
El Índice de Producción Industrial Manufacturero (IPI manufacturero) registró en febrero de 2026 una caída interanual de 8,7% respecto al mismo mes de 2025, con un acumulado enero-febrero de -6,0% frente a igual período del año anterior. El dato se desprende del informe difundido por el INDEC.
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El dato más significativo del mes: catorce de las dieciséis divisiones que componen el sector manufacturero presentaron caídas interanuales. Las únicas dos con incidencia positiva en el nivel general fueron Refinación del petróleo, coque y combustible nuclear (+0,8 puntos de incidencia) y Sustancias y productos químicos (+0,5 puntos). Ambos sectores tienen anclaje productivo directo en Vaca Muerta.
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Refinación del petróleo: el motor de la industria nacional
La división Refinación del petróleo, coque y combustible nuclear registró en febrero una suba interanual de 19,7%, con un acumulado enero-febrero de 9,9%. El índice del segmento se ubicó en 120,7 puntos (base 2004=100), la lectura más alta entre todos los sectores de la categoría «Refinación del petróleo, químicos, productos de caucho y plástico», que en su conjunto registró una variación interanual positiva de 2,7% y un acumulado de 3,2%.
El desglose por producto muestra el alcance del crecimiento. El gasoil —insumo crítico para el transporte de carga, la agroindustria y la actividad minera— registró una suba interanual de 23,8%, con un acumulado de 13,3%, e índice de 114,5 puntos. Las naftas crecieron 10,8% interanual con un acumulado de 6,0% e índice de 165,7 puntos.
Los otros productos de la refinación del petróleo —categoría que incluye propano, butano, lubricantes y otros derivados— mostraron la suba más pronunciada del segmento: 27,3% interanual, con acumulado de 11,0% e índice de 110,9 puntos.
En sentido opuesto, el fueloil registró una baja de 2,1% interanual (acumulado: -2,5%; índice: 73,3 puntos), y los asfaltos cayeron 12,2% interanual (acumulado: +15,3%; índice: 35,1 puntos). La contracción del asfalto en el mes —pese a su acumulado positivo— podría vincularse con la estacionalidad de la obra pública en la región.
El desempeño de la refinación tiene una lectura directa para la Patagonia: las principales refinerías del país con vinculación al crudo no convencional de Vaca Muerta —que en febrero registró una suba de 31,4% interanual en su producción, según el IPI minero también publicado por el INDEC— se benefician de una mayor disponibilidad de materia prima para procesar. El crecimiento del gasoil y de otros derivados refleja la mayor carga de las plantas refinadoras como resultado directo del incremento productivo en el yacimiento neuquino.
Sustancias y productos químicos, en alza
La división Sustancias y productos químicos registró en febrero una suba interanual de 3,7%, con un acumulado de 5,6% e índice de 125,8 puntos. La principal incidencia positiva correspondió a los productos farmacéuticos, con una suba interanual de 11,2%, acumulado de 14,5% e índice de 189,6 puntos —el valor más alto de toda la división. En segundo término, los productos químicos básicos mostraron un crecimiento de 11,3% interanual (acumulado: 1,5%; índice: 75,6 puntos).
Entre los componentes que registraron caídas dentro de la misma división se destacan los gases industriales con -11,1% interanual (índice: 127,7 puntos), los agroquímicos con -9,6% (índice: 80,9 puntos) y las pinturas con -7,7% (índice: 68,0 puntos). Los detergentes, jabones y productos personales crecieron levemente un 1,9% interanual (índice: 156,0 puntos).
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Minerales no metálicos: caída con señales mixtas
La división Productos minerales no metálicos registró en febrero una baja interanual de 7,2%, con un acumulado de -1,7% e índice de 121,4 puntos. Para Patagonia, los datos de esta división son un indicador adelantado de la actividad constructiva regional, dado que el cemento, el yeso y los materiales de base mineral abastecen las grandes obras de infraestructura de la región.
El cemento registró la caída más relevante del segmento: -10,2% interanual, con acumulado de -6,8% e índice de 134,5 puntos. El vidrio y productos de vidrio retrocedió 12,4% interanual (acumulado: -5,6%; índice: 104,1 puntos), y los productos de arcilla y cerámica no refractaria cayeron 12,0% interanual (acumulado: +3,1%; índice: 84,9 puntos).
En sentido contrario, la cal y yeso registró un alza de 24,2% interanual (acumulado: -1,4%; índice: 130,0 puntos) y los artículos de cemento y de yeso crecieron 2,3% interanual (acumulado: 5,4%; índice: 174,9 puntos). Esta bifurcación entre el cemento a granel —cuya caída sugiere menor actividad de grandes obras— y los artículos elaborados de cemento y yeso —vinculados a la construcción residencial y de menor escala— ofrece una lectura matizada sobre la situación del sector en la región.
Industrias metálicas básicas y el aluminio patagónico
La división Industrias metálicas básicas registró en febrero una caída interanual de 12,5%, con acumulado de -5,2% e índice de 55,9 puntos. Sin embargo, dentro de esta división aparece el dato más relevante para la Patagonia en términos de producción industrial local: el segmento aluminio y otros metales no ferrosos —donde opera la planta de ALUAR en Puerto Madryn, la mayor productora de aluminio primario de América Latina— mostró una caída moderada de apenas 3,0% interanual, con un acumulado positivo de 2,0% e índice de 135,0 puntos, el valor más alto de toda la división.
En contraste, la industria siderúrgica retrocedió 13,3% interanual (acumulado: -4,2%; índice: 34,5 puntos) y la fundición de metales cayó 23,0% interanual (acumulado: -18,5%; índice: 82,6 puntos). El desempeño del aluminio —notablemente más resiliente que el resto de las metálicas básicas— confirma la importancia estratégica de la producción de Puerto Madryn como amortiguador de la contracción sectorial.
Una industria en contracción con dos excepciones patagónicas
El IPI manufacturero monitorea datos de más de 5.000 establecimientos industriales en todo el país, con periodicidad mensual desde enero de 2016. Las caídas más pronunciadas del mes correspondieron a maquinaria y equipo (-29,4%), vehículos automotores, carrocerías, remolques y autopartes (-24,6%), otros equipos, aparatos e instrumentos (-24,6%) y productos textiles (-33,2%). El informe señala que el bimestre enero-febrero conviene analizarse en conjunto dada la variabilidad del período vacacional y las paradas técnicas programadas por los establecimientos industriales.
Para nuestra región, la lectura de febrero de 2026 confirma una dinámica de dos velocidades: mientras la industria nacional en su conjunto retrocede, Patagonia sostiene su performance gracias a los sectores vinculados a la energía —refinación de petróleo, químicos— y a la producción de aluminio primario. La expansión de Vaca Muerta actúa como motor indirecto de la manufactura regional al proveer mayor volumen de crudo para refinar y al sostener la cadena de insumos industriales asociados a la actividad no convencional.
