Autor: Más Energía

  • VMOS avanza en Punta Colorada: se completó el techo del primer tanque y crece la infraestructura exportadora

    VMOS avanza en Punta Colorada: se completó el techo del primer tanque y crece la infraestructura exportadora

    El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) sumó un nuevo hito en la costa rionegrina con la finalización del montaje del techo del primer tanque de almacenamiento de la terminal Punta Colorada. Se trata de una de las piezas clave de la infraestructura que busca transformar el crecimiento del shale oil en exportaciones a gran escala desde el Atlántico.

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    La estructura corresponde al tanque TK404, uno de los seis previstos en el desarrollo portuario. Cada unidad tendrá una capacidad de 120.000 metros cúbicos, con dimensiones que alcanzan los 82 metros de diámetro y 35 metros de altura, y un diseño específico para operar en condiciones costeras, bajo estándares de seguridad industrial exigentes.

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    Una obra clave para escalar exportaciones

    Desde YPF señalaron que el avance de la terminal resulta estratégico en un contexto de fuerte expansión de la producción no convencional. En ese sentido, el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, había anticipado durante el CERAWeek que Argentina podría superar el millón de barriles diarios en 2026.

    El VMOS aparece como el eslabón necesario para canalizar ese salto productivo hacia los mercados internacionales. En su primera etapa, el sistema permitirá evacuar entre 180.000 y 190.000 barriles diarios, con una proyección de crecimiento que lo llevará a un rango de entre 550.000 y 700.000 barriles por día en su desarrollo completo, habilitando además la operación de buques de gran porte tipo VLCC.

    Ingeniería de gran escala en la terminal

    La construcción de cada tanque implica una logística y un despliegue técnico de magnitud. Se requieren unas 1.500 toneladas de acero y más de un millón de pulgadas de soldadura por unidad. En el caso del techo recientemente instalado, se trata de una estructura de aluminio de 57 toneladas, ensamblada con cerca de 30.000 bulones.

    La maniobra de montaje demandó la participación de 60 operarios, de los cuales 35 contaban con capacitación específica para este tipo de tareas.

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    La cubierta de aluminio de 57 toneladas fue instalada con un operativo que involucró a 60 trabajadores especializados.

    El VMOS es impulsado por un consorcio integrado por YPF, Vista Energy, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol, con una inversión estimada en torno a los 3.000 millones de dólares.

    La terminal de Punta Colorada concentrará una capacidad total de almacenamiento de 720.000 metros cúbicos, mientras que la obra moviliza actualmente unos 2.500 empleos directos y cerca de 7.500 indirectos en toda la cadena de valor.

    Exportaciones y GNL

    El desarrollo del VMOS se inscribe en una estrategia más amplia orientada a posicionar a Argentina como exportador neto de energía. Según Marín, el objetivo es superar los 30.000 millones de dólares anuales en exportaciones hacia 2030/31.

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    El VMOS prevé seis tanques de gran escala y una capacidad total de almacenamiento de 720.000 m3

    “Nosotros somos el cebador de la economía para lograr que la macroeconomía despegue y darle tiempo suficiente a que entren las otras exportaciones”, afirmó el ejecutivo.

    En ese esquema, el gas natural licuado (GNL) aparece como otro pilar central, con el proyecto Argentina LNG avanzando en Río Negro hacia su estructuración financiera, en lo que podría convertirse en el mayor financiamiento de infraestructura de la región.

    Avances simultáneos: ducto y desafíos técnicos

    El progreso del VMOS no se limita a la terminal portuaria. En paralelo, el proyecto completó recientemente la soldadura automática del ducto costero de 38 pulgadas, una obra crítica para vincular la cuenca neuquina con la salida atlántica.

    Los trabajos están a cargo de la UTE conformada por Techint y Sacde, responsables de la ejecución integral del sistema.

    El tendido del ducto ya supera el 50% de avance general y enfrenta desafíos técnicos relevantes, entre ellos el cruce del río Negro. Para resolver este punto, se implementó la técnica de perforación horizontal dirigida (HDD), que permite instalar un tramo de aproximadamente 700 metros de tubería sin afectar el cauce, mediante un túnel subterráneo monitoreado en tiempo real con tecnología electromagnética.

  • Marzo imparable: Vaca Muerta hizo la mayor cantidad de fracturas de toda su historia

    Marzo imparable: Vaca Muerta hizo la mayor cantidad de fracturas de toda su historia

    Vaca Muerta convirtió lo extraordinario en cotidiano. La roca madre rompe un récord cada mes y marzo no fue la excepción. El tercer mes del año registró la cifra más alta del fracking al alcanzar un total de 2.616 punciones en el segmento shale.

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    La cifra desplazó al máximo establecido en mayo del año pasado cuando las empresas sumaron 2.588 etapas de fractura y dejó atrás a la marca de enero de este año cuando se anotaron 2.401 operaciones.

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    Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, la marca de marzo significó una suba del 10,33% con respecto a febrero y un incremento interanual del 33,46%. Las punciones se repartieron entre 870 destinas al gas y 1.746 vinculadas al petróleo.

    Cómo es el podio del shale

    En lo que respecta a las operadoras, YPF sigue liderando todo lo que sucede en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 1.116 operaciones, lo que significa el 43% del total de las fracturas.

    El batacazo estuvo a cargo de Pluspetrol. La compañía aumentó su actividad y logró subirse al podio del fracking de la roca madre de la Cuenca Neuquina. La empresa de capitales nacionales registró 431 punciones, lo que se traduce en el 17% del total.

    En Pluspetrol hay que hacer la salvedad que sus operaciones se dividen en dos entidades: Pluspetrol y Pluspetrol CN. La primera está destinada a la actividad en La Calera donde se realizaron 224 etapas de fractura y la segunda respecta a los activos comprados a Exxonmobil (Bajo del Choique – La Invernada) donde se llevaron a cabo 207 punciones.

    El podio fue completado por Vista Energy. La empresa que lidera Miguel Galuccio solicitó 281 etapas de fractura e implicó el 11% de las punciones en Vaca Muerta. Muy cerca se ubicó Pampa Energía. La compañía registró 209 operaciones lo que explica el 8% de la actividad en el shale.

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    YPF sigue liderando el fracking de Vaca Muerta.

    Sube la actividad en Vaca Muerta

    Las compañías siguen empujando las operaciones en la roca madre. Pan American Energy (PAE) sumo 160 etapas de fractura mientras que Shell sumó 156 punciones. Cada una se encargó de tener un 6% de la actividad en Vaca Muerta.

    Un escalón más abajo se posicionó Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint logró 138 fracturas, lo que se traduce en el 5% de las operaciones en la Cuenca Neuquina.

    El cierre estuvo a cargo de Phoenix Global Resources y TotalEnergies, quienes no superaron las 100 operaciones. PGR sumó 98 punciones y la firma francesa registró 11 trabajos.

    El poder de los sets de fractura

    Halliburton y SLB son las firmas que lideran el fracking de Vaca Muerta. Las compañías concentra el 67% de las operaciones en el shale y este mes lograron superar sus marcas históricas. La empresa de mamelucos rojos se consolida en el primer lugar en las fracturas, posición que perdió en 2025.

    Halliburton contabilizó 1.147 etapas de fractura y marcó una amplia diferencia con su principal competidor. En segundo lugar, quedó SLB con 600 operaciones.

    El tercer lugar fue para Calfrac que sumó 382 punciones mientras un escalón más abajo se posicionó Tenaris con 263 operaciones. El cierre estuvo a cargo de Servicios Petroleros Integrados (SPI) con 224 fracturas.

  • Representantes gremiales y autoridades de tgs recorren instalaciones energéticas claves

    Representantes gremiales y autoridades de tgs recorren instalaciones energéticas claves

    En el marco de una nueva jornada de trabajo, los días 19 y 20 de marzo se llevó a cabo el encuentro de la Comisión Mixta de Seguridad, Ambiente y Salud Ocupacional de tgs. La actividad estuvo principalmente centrada en protocolos de seguridad en procesos y cultura de prevención de accidentes de trabajo.

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    La comitiva contó con una amplia presencia sindical, destacándose la participación de Jorge Molina y Emiliano Martin De La Torre (STIGAS Neuquén y Rio Negro); Pablo Blanco y Leandro Acosta (STIGAS Capital Federal y GBA); Pablo Van Den Heuvel y Nicolás Cocaro (STIGAS Bahía Banca, provincia de Buenos Aires y La Pampa); Horacio Correa y Héctor Ayala (STIGAS Patagonia Sur); y Ariel Aguirre (UPS Gas). Por parte de la empresa, asistieron representantes de las gerencias de Relaciones Laborales, Midstream, Transporte y Seguridad, Ambiente y Calidad.

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    Recorrida de instalaciones

    La agenda incluyó una recorrida técnica por puntos neurálgicos del sistema energético de gas, tales como:

    • La Planta Compresora Tratayen del Gasoducto Perito Moreno.
    • La Planta de Midstream Tratayen.
    • La Planta Río Neuquén.
    • Las cabeceras de los gasoductos Perito Moreno, NEUBA I y NEUBA II.

    Foco en la salud y la prevención

    El plenario de la Comisión Mixta abordó la agenda de seguridad y prevención de accidentes laborales. En este sentido, se destacó la presentación del Programa de Prevención del Cáncer de Colon, una iniciativa reciente del área de Salud Ocupacional orientada a mejorar la calidad de vida de los colaboradores.

    Compromiso y trabajo

    Hay que recordar que (tgs) cosechó un masivo interés de los productores en su iniciativa privada para la ampliación del Gasoducto Presidente Perito Moreno (GPNK).

    Durante una presentación en el encuentro Vaca Muerta Insights, Oscar Sardi, CEO de TGS, reveló que la reciente apertura de ofertas de prepago de capacidad fue un «éxito rotundo». La compañía recibió pedidos en firme por más de 32 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), una cifra que triplica la capacidad de transporte que TGS planea licitar en primera instancia bajo esta modalidad.

    Este respaldo contundente del mercado valida la necesidad imperiosa de los operadores de la Cuenca Neuquina de asegurar takeaway capacity para su producción incremental. El proyecto de TGS, ya adjudicado, tiene un plazo de ejecución agresivo de 18 meses, con la mira puesta en estar operativo para el crítico invierno de 2027.

    Sardi anticipó que el próximo paso regulatorio, tras un reordenamiento de contratos entre Enarsa, Cammesa y las distribuidoras, será lanzar el Open Season correspondiente por 14 MMm3/d (12 millones con destino al GBA/Norte y 2 millones hacia Bahía Blanca).

  • Trump advierte una salida de la guerra con Irán mientras se agrava la crisis del petróleo

    Trump advierte una salida de la guerra con Irán mientras se agrava la crisis del petróleo

    El conflicto en Medio Oriente continúa intensificándose e impactando con fuerza en el mercado energético. En ese marco, la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) advirtió que la oferta de crudo podría sufrir en abril un golpe hasta dos veces mayor que el registrado en marzo, en un escenario atravesado por la interrupción de flujos clave y una creciente incertidumbre política. En paralelo, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, volvió a agitar el tablero mundial al asegurar que su país podría retirarse “muy pronto” del conflicto con Irán.

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    El principal foco de preocupación es el estrecho de Ormuz, un paso estratégico para el transporte de hidrocarburos, cuya operatoria se vio afectada por la guerra.

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    Conflicto en Medio Oriente: señales cruzadas desde Estados Unidos

    De acuerdo a información de Reuters, Trump dejó entrever un posible repliegue de la intervención militar en Irán en el corto plazo, aunque sin precisar condiciones claras. “Nos iremos muy pronto”, afirmó ante distintos medios, al señalar que esa decisión podría concretarse “en dos semanas, tal vez tres”.

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    El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, espera al primer ministro israelí, Benjamin Netanyahu, a la entrada de la Casa Blanca en Washington, Estados Unidos. 7 de abril de 2025. REUTERS/Leah

    Sin embargo, el mandatario también amenazó con retirar a Estados Unidos de la OTAN si los países europeos no contribuyen a frenar el bloqueo iraní en Ormuz. “Nunca confié en la OTAN. Siempre supe que era un tigre de papel”, sostuvo en una entrevista al medio Daily Telegraph, en la que también mencionó al presidente ruso, Vladimir Putin.

    El impacto se siente en los combustibles

    Desde el lado técnico, el director ejecutivo de la IEA, Fatih Birol, puso el foco en las consecuencias inmediatas del conflicto sobre el sistema energético. Según explicó, la principal disrupción se observa tanto en el crudo como en productos refinados clave como el diésel y el combustible de aviación.

    “Estamos viendo efectos en Asia, pero pronto podrían trasladarse a Europa entre abril y mayo”, advirtió en un podcast con Nicolai Tangen, director del fondo soberano de Noruega. En ese sentido, anticipó que la pérdida de oferta en abril será significativamente más pronunciada que la del mes anterior, lo que podría tensionar aún más los precios internacionales.

    Efecto contagio

    El impacto del conflicto ya empieza a filtrarse hacia distintos sectores de la economía del mundo. Empresas vinculadas a bienes de consumo reportaron dificultades crecientes, en un escenario donde los costos logísticos y energéticos vuelven a escalar, indicó la mencionada agencia internacional.

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    El Estrecho de Ormuz es el epicentro del conflicto en Medio Oriente. REUTERS/Hamad I Mohammed

    Aunque la Casa Blanca anticipó un mensaje oficial de Trump para actualizar la situación, las señales que llegan desde Washington no logran despejar la incertidumbre. En paralelo, el secretario de Estado, Marco Rubio, dejó abierta la posibilidad de un eventual canal diplomático directo con Irán, aunque sin plazos definidos: “No es hoy ni mañana, pero va a suceder”.

  • Vaca Muerta: cuáles fueron los bloques que lideraron la producción de petróleo y gas en febrero

    Vaca Muerta: cuáles fueron los bloques que lideraron la producción de petróleo y gas en febrero

    Con un ritmo de desarrollo que no se detiene, Vaca Muerta volvió a consolidar en febrero su expansión y su peso en la matriz energética nacional, con un grupo de bloques que lideraron la producción tanto de petróleo como de gas. En crudo, Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur encabezaron el ranking, mientras que en gas lo hicieron Fortín de Piedra y Aguada Pichana Este.

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    Los datos surgen de un relevamiento realizado por el consultor Fernando Salvetti, presidente de la Comisión de Energía del Centro Argentino de Ingenieros, en base a información oficial de la Secretaría de Energía.

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    Producción de petróleo: el top 10 de bloques de Vaca Muerta

    La producción total de petróleo en la Argentina alcanzó en febrero los 861.512 barriles diarios, lo que implicó una caída del 1,18% respecto de enero, aunque con un crecimiento interanual del 15,69%. En ese total, la Cuenca Neuquina concentró 662.104 barriles diarios, equivalentes al 76,8% del volumen nacional.

    En términos mensuales, la cuenca registró una baja del 1,59%, pero sostuvo una expansión del 25,5% en la comparación interanual, consolidando el peso de los desarrollos no convencionales.

    Loma Campana, operado por YPF, se mantuvo como el bloque de mayor producción con 95.734 barriles diarios, aunque con una caída del 6,86% en el mes. La Amarga Chica (80.440 bbl/d) y Bandurria Sur (63.742 bbl/d), también bajo operación de la petrolera de bandera nacional, completaron el podio.

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    Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur lideraron en petróleo.

    Entre los principales movimientos, Bajada del Palo Oeste, operada por Vista Energy, registró una suba del 14,32% hasta los 56.791 barriles diarios, mientras que La Angostura Sur I mostró la mayor caída del mes, con un retroceso del 19,43%.

    El listado de las diez áreas más productivas se completa con Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operada por Pan American Energy en Chubut, y bloques bajo operación de Pluspetrol, que continúan aportando volúmenes relevantes.

    Vaca Muerta: los principales bloques de petróleo en febrero

    1. Loma Campana (YPF): 95.734 bbl/d
    2. La Amarga Chica (YPF): 80.440 bbl/d
    3. Bandurria Sur (YPF): 63.742 bbl/d
    4. Anticlinal Grande – Cerro Dragón (Pan American Energy): 60.063 bbl/d
    5. Bajada del Palo Oeste (Vista Energy): 56.791 bbl/d
    6. La Angostura Sur I (YPF): 27.641 bbl/d
    7. Manantiales Behr (YPF): 25.510 bbl/d
    8. Bajo del Choique – La Invernada (Pluspetrol): 24.126 bbl/d
    9. La Calera (Pluspetrol): 22.997 bbl/d
    10. Aguada del Chañar (YPF): 22.416 bbl/d

    Las áreas de gas más productivas

    En gas, la producción total del país fue de 140 millones de metros cúbicos diarios en febrero, con un incremento del 6,39% respecto de enero, aunque con una caída del 3,3% en la comparación interanual. La cuenca neuquina explicó el crecimiento mensual, con una suba del 6,7% y una participación del 72,58% del total nacional.

    El ranking de áreas se mantuvo sin cambios en los primeros cinco puestos. Cuenca Marina Austral 1, operada por Total Austral en la Cuenca Austral, lideró con 21,316 millones de m3 diarios y un incremento del 10,95% en el mes. Fortín de Piedra, de Tecpetrol, se ubicó en segundo lugar con 14,605 millones de m3 diarios.

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    Cuenca Marina Austral 1, Fortín de Piedra y Aguada Pichana Este encabezaron el ranking de gas en febrero.

    Asimismo, Aguada Pichana Este, La Calera y Aguada Pichana Oeste completaron los principales bloques gasíferos, con variaciones mensuales moderadas.

    Los mayores incrementos se registraron en Sierra Chata, operada por Pampa Energía, con una suba del 38,92%, y en Rincón del Mangrullo, bajo operación de YPF, que creció un 42,33%. En contraste, El Mangrullo mostró una caída del 10,93%.

    Top 10 gasífero en febrero

    1. Cuenca Marina Austral 1 (Total Austral): 21,316 Mm3/d
    2. Fortín de Piedra (Tecpetrol): 14,605 Mm3/d
    3. Aguada Pichana Este (Total Austral): 10,755 Mm3/d
    4. La Calera (Pluspetrol): 9,152 Mm3/d
    5. Aguada Pichana Oeste (Pan American Energy): 7,548 Mm3/d
    6. Sierra Chata (Pampa Energía): 7,355 Mm3/d
    7. El Mangrullo (Pampa Energía): 5,727 Mm3/d
    8. Loma La Lata – Sierra Barrosa (YPF): 5,214 Mm3/d
    9. Rincón del Mangrullo (YPF): 4,735 Mm3/d
    10. Anticlinal Grande – Cerro Dragón (Golfo San Jorge) (Pan American Energy): 4,693 Mm3/d
  • Horacio Marín: “YPF solo aplicó un tercio del aumento que justificaban los precios internacionales”

    Horacio Marín: “YPF solo aplicó un tercio del aumento que justificaban los precios internacionales”

    El conflicto en Medio Oriente sigue presionando los precios internacionales del crudo y el mundo entró en una fuerte volatilidad. Argentina no es ajena a esta situación y Horacio Marín explicó que, pese a las subas de la cotización del Brent, YPF solo aplicó un tercio del ajuste que correspondía.

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    En diálogo con radio Mitre, el presidente y CEO de la empresa de mayoría estatal, reafirmó que la estrategia está enfocada en proteger al consumidor argentino evitando una corrección abrupta del precio en los surtidores.

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    Marín subrayó que trasladar el incremento total hubiese generado un impacto inmediato en la inflación y habría sido interpretado como una maniobra oportunista en medio de una crisis internacional.

    Asimismo, el ejecutivo describió que la compañía se “congeló” en los valores de febrero, convencida de que el salto internacional sería transitorio y destacó que aplicar un aumento significativo con riesgo de revertirlo semanas después hubiera afectado la credibilidad de la empresa y alimentado la percepción de especulación.

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    Horacio Marín explicó cómo se aplicó la suba de combustibles desde que comenzó el conflicto en Medio Oriente.

    Las razones detrás de la decisión

    “Desde que empezó la guerra, YPF aumentó un tercio de lo que tendría que haber aumentado. Nos debemos al consumidor y no podíamos aplicar un ajuste tan grande. Si lo hacíamos y después bajaba, la gente iba a decir: ‘YPF especula’”, subrayó el pope de la empresa.

    “Ganar unos millones más en una empresa que factura 20.000 millones de dólares es especulación. No estamos para eso, estamos para hacer lo que le conviene a la gente”, agregó.

    Marín explicó que tanto YPF como el resto de las refinadoras actuaron con responsabilidad frente a la volatilidad internacional y reconoció que un traslado directo del Brent habría sido injustificado. “Lo que hicimos fue proteger al consumidor en un momento de enorme incertidumbre”, afirmó.

    La guerra, el precio y ganancias extraordinarias

    “Esto es transitorio. No vamos a trasladar un salto internacional que puede durar días o semanas. Nos congelamos en la situación previa porque primero está la gente y después cualquier ganancia extraordinaria”, consideró.

    Continuando en esta línea, el ejecutivo afirmó que, cuando pase la volatilidad, YPF colocará el valor de los combustibles que corresponda. «Si hay que bajar, se bajará. Y si hay que subir, se subirá. Pero no creo que se vaya de los niveles actuales; hoy nadie sabe hacia dónde va a terminar el precio del petróleo”, consideró.

    “YPF tiene 90% de imagen positiva porque no especula. Solo trasladamos el impacto real de la guerra en YPF, no el precio internacional al que debería estar el combustible si siguiéramos estrictamente los valores de referencia”, aseveró.

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    Los combustibles es uno de los temas sensibles de la economía argentina.

    La visión sobre los precios futuros

    Al analizar el escenario internacional, Marín señaló que la suba del Brent después de los ataques a infraestructuras energéticas generó una situación excepcional. Sin embargo, insistió en que YPF no podía responder con aumentos automáticos frente a una escalada cuyo alcance todavía es incierto.

    Aunque el petróleo podría estabilizarse a un nivel más alto que antes del conflicto, el CEO indicó que eso no implica correcciones inmediatas en el mercado interno y ponderó que la política de precios de YPF seguirá siendo gradual y basada en criterios técnicos, no en variaciones diarias o semanales del mercado global.

    También explicó que cualquier ajuste será analizado con cuidado y que la empresa prefiere evitar “picos bruscos” que afecten el poder adquisitivo y la inflación.

  • Pampa emitió ON por 200 millones de dólares a 3 años de plazo

    Pampa emitió ON por 200 millones de dólares a 3 años de plazo

    Pampa Energía emitió una nueva serie de Obligaciones Negociables por 200 millones de dólares a tres años. La compañía había lanzado la operación por 100 millones, ampliable a 200 millones, y recibió ofertas por más de 425 millones, más de cuatro veces el monto inicial y más del doble del finalmente emitido. El factor de prorrateo fue de 87,7279%.

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    Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, afirmó: “Se trata de una colocación destacada en el mercado local por el monto alcanzado, el plazo obtenido y la tasa lograda. Refleja la confianza del mercado en Pampa y nos permite seguir mejorando nuestra estructura de financiamiento para acompañar nuestros planes de inversión«

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    El capital de las Obligaciones Negociables Clase 27 será amortizado en un único pago en la fecha de vencimiento del 1 de abril de 2029. Además, la emisión recibió de FIX la calificación “AAA(arg)” con perspectiva Estable, que representa la máxima calificación crediticia en la escala local.

    vaca muerta pampa energia

    Reglas claras y previsibilidad, el reclamo del sector energético y minero para invertir en Argentina

    Seguir creciendo en Vaca Muerta

    La operadora confirmó que incrementará su producción de gas en 10 millones de metros cúbicos en los próximos 3 años. Horacio Turri, director E&P de la compañía, sostuvo que Pampa participará en la ampliación del Gasoducto Perito Moreno donde los productores podrán sumar 14 millones de metros cúbicos de capacidad de gas adicional entre Neuquén y Buenos Aires, de los cuales 12 Mm3 van a las zonas del Gran Buenos Aires y 2 Mm3 a Bahía Blanca.

    “Estamos con la posibilidad de conseguir del orden de los 3 millones y medio de metros cúbicos sobre esa ampliación a partir de un prepago entre 3.100 y 3.500, todavía tenemos que terminar de definirlo, eso implica una inversión en el prepago de cerca de 240 millones de dólares que nos va a permitir acceder al mercado de invierno con gas adicional”, consideró.

    “Tenemos 3.500 a partir de la desregulación, 3.500 más o 3.200 lo que fuera a partir de la IP, estamos casi hablando de 7 millones de metros y adicionalmente a eso somos partícipes también del proyecto del LNG, con lo cual se suman en una primera instancia 2 millones y medio cuando esté el primer barco y hasta 6 en la segunda instancia cuando ya esté el segundo barco disponible”, describió.

    “En definitiva, en resumen, lo que estamos diciendo es que Pampa va a cambiar su perfil de producción de gas y lo va a incrementar en aproximadamente 10 millones de metros en los próximos 3 años”, subrayó.

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    Rincón de Aranda es una de las grandes apuestas de Pampa Energía.

    La ventana del shale oil

    Por otro lado, Pampa continúa desarrollando su proyecto en Rincón de Aranda. El bloque es el primer desarrollo en la ventana petrolera de Vaca Muerta y genera grandes expectativas en la compañía.

    “Arrancamos sobre fines del 24, principios del 25, prácticamente sin producción. Estamos hoy en 22 mil barriles por día, aproximadamente, todo esto con instalaciones temporales de producción que montamos especialmente para esta primera etapa”, aseguró Turri.

    “En paralelo, estamos construyendo nuestra planta definitiva de tratamiento de crudo, que va a tener una capacidad de 45 mil barriles por día. Llevamos 40 pozos perforados durante este año, 26 completados. Tenemos para perforar unos 25 adicionales en el 2026 y completar 25 más, con el objetivo de llegar hacia fines del 2026 a los 28o mil barriles, y ya, con la entrada de la planta definitiva, escalar hasta 45 mil barriles hacia mediados del 2027. Así que es una apuesta bastante ambiciosa”, ponderó.

  • El gas cae 8%, la electricidad sube 4% y el sector se prepara para invertir

    El gas cae 8%, la electricidad sube 4% y el sector se prepara para invertir

    El cierre del año 2025 arroja una lectura compleja para la matriz productiva de nuestro país. El Indicador Sintético de Energía (ISE) -herramienta del INDEC que mide el desempeño del sector mediante la generación neta de electricidad, el gas para centrales y derivados del petróleo-, registró una caída interanual del 0,4% en el cuarto trimestre. Este retroceso se profundiza al observar la serie desestacionalizada, que exhibe una disminución del 1,2% respecto al tercer trimestre de 2025.

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    Pese a este escenario contractivo en el nivel general, la serie tendencia-ciclo muestra un ligero incremento del 0,3%, lo cual sugiere una estabilización subyacente frente a la volatilidad estacional. El ISE es fundamental porque homogeneiza distintas unidades de medida en toneladas equivalentes de petróleo (TEP), permitiendo una visión integral de la oferta energética.

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    Electricidad: El motor de la transición

    El sector eléctrico destaca como el punto más luminoso del informe. La generación neta de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional aumentó un 4,2% interanual en el cuarto trimestre.

    Este crecimiento responde a una mayor generación nuclear y renovable, sectores que consolidan su participación en la oferta total.

    En contraste, la autogeneración —proceso donde el establecimiento produce electricidad como actividad secundaria— creció apenas un 0,7%.

    Un dato relevante para el mercado mayorista es que la energía autogenerada despachada al MEM saltó un 15,7%, compensando la baja del 2,8% en la energía destinada al autoconsumo.

    Gas y petróleo: Contrastes marcados

    El segmento del gas natural atraviesa un período de contracción severa. El gas distribuido por redes (excluyendo el destinado a usinas) cayó un 8,1% en el cuarto trimestre de 2025. El informe técnico del INDEC atribuye este fenómeno a un menor volumen distribuido a usuarios industriales, lo que refleja una desaceleración en la actividad fabril.

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    Por su parte, los derivados del petróleo seleccionados para el cálculo del ISE mostraron una dinámica positiva con una suba del 2,5%. Dentro de este grupo, el gasoil neto de centrales eléctricas representó la principal incidencia positiva para el indicador.

    Biocombustibles: Caminos divergentes

    La industria de los biocombustibles muestra realidades opuestas según el origen del insumo. El biodiésel sufrió una baja en la producción del 7,6%, acompañada por un desplome del 9% en los despachos al mercado interno.

    En la vereda opuesta, el bioetanol cerró el año con un crecimiento del 6,8% en su producción total. Este impulso proviene mayoritariamente del bioetanol de caña, que disparó su rendimiento un 16,4%, mientras que el bioetanol de maíz aportó un modesto incremento del 0,7%. Los despachos internos de este combustible subieron un 2%.

    Expectativas 2026: Apuesta firme por la inversión

    Pese a la ambigüedad de los indicadores actuales, el empresariado mantiene una visión constructiva para el inicio de 2026. Según la encuesta cualitativa, el 100% de las firmas gasíferas y el 84,6% de las petroleras prevén realizar inversiones durante el primer trimestre. Los fondos se orientarán a mejorar la calidad del servicio y ampliar la capacidad de producción.

    En cuanto a la demanda interna, el 75,0% del sector gasífero espera estabilidad, mientras que en electricidad un 33,3% de las empresas anticipa un aumento en el consumo.

    Fuente: INDEC con datos de ENARGAS, CAMMESA y la Secretaría de Energía.

  • Sebastián Sánchez Ramos asumió como gerente general de Camuzzi Energía

    Sebastián Sánchez Ramos asumió como gerente general de Camuzzi Energía

    Sebastián Sánchez Ramos asumió como gerente general de Camuzzi Energía S.A. (CESA), empresa vinculada al Grupo Camuzzi. Sánchez Ramos es ingeniero industrial y cuenta con una sólida trayectoria de más de 25 años en la industria energética y del gas natural, habiendo ocupado a lo largo de su carrera diversos roles técnicos, operativos y de gestión en compañías del sector.

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    Entre sus principales antecedentes se destaca su desempeño en Albanesi como director ejecutivo durante más de 17 años, liderando la comercialización, el suministro y transporte de gas natural para centrales eléctricas.

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    Previamente, desarrolló su carrera en Metrogas, donde asumió roles vinculados con la comercialización de gas y transporte, gestionando contratos con productores, transportistas y grandes clientes.

    El potencial del gas argentino

    CESA es una empresa del Grupo Camuzzi dedicada inicialmente al abastecimiento, comercialización y gestión integral de gas natural, brindando soluciones energéticas a clientes industriales, usinas eléctricas y grandes usuarios, como así también el servicio integral de distribución de Gas Natural Comprimido (GNC), orientado a empresas que requieren disponer del fluido en instalaciones no conectadas a redes. Para ello, utiliza equipos de compresión móviles de última generación, diseñados para operar de manera flexible y segura en cualquier punto del país.

    En los últimos años, y con el objetivo de acompañar las necesidades de los distintos actores de la industria, Camuzzi Energía ha desarrollado un amplio portafolio de soluciones operativas, sustentadas en el know how, la experiencia y la sólida formación técnica de su equipo de profesionales. Entre sus principales servicios se destacan:

    • La construcción de plantas y cañerías, y la asistencia técnica para la operación y el mantenimiento de gasoductos y plantas reguladoras de presión.
    • Servicios de mantenimiento especializado mediante sistemas de Hot Tapping y Stopple, que permiten realizar tareas de perforación y obturación sin interrumpir el suministro de fluidos líquidos o gaseosos.
    • Contraste y calibración de medidores, en laboratorios propios certificados por el INTI.

    Sumar experiencia

    Sánchez Ramos se suma así a Camuzzi Energía, que desarrolla sus actividades a lo largo de toda la cadena de valor y en todo el territorio nacional, con foco en la eficiencia operativa, la seguridad y el cumplimiento regulatorio, contribuyendo al desarrollo energético del país.

  • Catriel: piden informes de cambios de contratistas petroleros

    Catriel: piden informes de cambios de contratistas petroleros

    Un grupo de legisladores de Río Negro presentó un pedido de informes al Poder Ejecutivo provincial para que detalle las condiciones de contratación y la situación laboral derivadas de la salida de la empresa “Brava” en áreas hidrocarburíferas de Catriel. La solicitud, dirigida a la Secretaría de Energía y Ambiente, apunta a esclarecer los motivos por los cuales Petróleos Sudamericanos S.A. revocó el contrato con la firma local.

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    El requerimiento pone el foco en las consecuencias de esa decisión, tanto en los vínculos contractuales como en el empleo, y busca determinar si hubo incumplimientos que justificaran la medida. En ese marco, los legisladores solicitaron que se adjunte la documentación respaldatoria correspondiente.

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    La iniciativa fue impulsada por José Luis Berros, María Magdalena Odarda, Ayelén Spósito, Luciano Jesús Delgado Sempé, Carmelio Fabián Pilquinao, Daniel Rubén Belloso, María Alejandra Mas y Leandro Gastón García.

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    Petróleos Sudamericanos tiene un plan de inversiones para Río Negro.

    El conflicto en Catriel

    El pedido legislativo se inscribe en un conflicto que tomó estado público a comienzos de año en Catriel. Según informó la intendenta Daniela Salzotto en una conferencia de prensa realizada en enero, Petróleos Sudamericanos resolvió dar de baja el contrato con la firma Brava y, en paralelo, habría impedido el ingreso de inspectores municipales a las áreas operativas.

    La jefa comunal calificó la situación como “grave” y cuestionó lo que consideró prácticas que afectan a la comunidad local. “Cada empresa tiene facultades para contratar o rescindir vínculos, pero no voy a aceptar que, bajo ese argumento, se deje afuera a trabajadores de Catriel. Voy a defender la mano de obra local y a nuestras PyMES”, sostuvo.

    De acuerdo con la reconstrucción realizada por el municipio, el conflicto se originó cuando la administración local intentó avanzar con inspecciones vinculadas a habilitaciones comerciales, tasas y condiciones de funcionamiento en el área concesionada. Ese operativo, según planteó el Ejecutivo municipal, se dio en un contexto de reconfiguración de contratos, con reducción de costos y salida de trabajadores locales.

    Por su parte, Petróleos Sudamericanos rechazó formalmente la intervención municipal. En una nota, la empresa argumentó que la facultad de autorizar inspecciones en áreas hidrocarburíferas corresponde a la autoridad provincia, en línea con la normativa vigente, según información de LM Cipolletti.

    Condiciones laborales y la continuidad de los trabajadores

    Uno de los ejes centrales del pedido legislativo es determinar cuántos trabajadores resultaron afectados por la finalización del vínculo contractual y bajo qué modalidad se produjeron las desvinculaciones. El texto plantea la necesidad de identificar la razón social de los empleadores, las fechas de notificación y las condiciones en que se llevaron adelante los despidos o eventuales transferencias.

    Asimismo, se pone bajo análisis la participación de empresas en la absorción de personal. En particular, los legisladores consultan si trabajadores de la firma “Brava” fueron incorporados por Servicios Workmen S.A. y “bajo qué modalidad o situación contractual (contrato nuevo, transferencia de contrato, tercerización, etcétera) y en qué condiciones laborales”.

    En este punto, desde el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa indicaron al citado medio que un grupo de trabajadores continuaría en actividad bajo la órbita de esta segunda firma. Se trata de alrededor de 20 operarios de Catriel que serían absorbidos por la compañía de servicios con base en 25 de Mayo, La Pampa.

    El proyecto legislativo busca establecer si esa continuidad laboral fue acordada con intervención sindical y si existen registros documentales que respalden el traspaso de personal entre compañías.

    Posibles irregularidades

    El pedido pone la lupa sobre la relación contractual vigente entre Servicios Workmen S.A. y Petróleos Sudamericanos S.A. en las áreas afectadas. En concreto, se solicita que se detalle qué tipo de vínculo mantienen ambas firmas y cómo se reconfiguró la operación tras la salida de la empresa local.

    Otro de los puntos refiere a los controles en campo. El texto legislativo requiere información sobre inspecciones municipales en instalaciones operadas por Petróleos Sudamericanos en Catriel, así como sobre el “rechazo al ingreso a áreas operativas” que habrían enfrentado inspectores locales.

    En ese marco, los firmantes pidieron precisar si existieron solicitudes formales de inspección, las fechas en que se realizaron y los fundamentos esgrimidos por la compañía para impedir el acceso, además de las respuestas emitidas por la Secretaría de Energía y Ambiente.

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    Petróleos Sudamericanos se quedó con Señal Picada – Punta Barda, el bloque representa el 70% de la producción petrolera de Río Negro.

    Finalmente, el documento pone especial énfasis en verificar si los despidos se encuadraron en la Ley de Contrato de Trabajo y si se cumplieron las obligaciones de preaviso e indemnización.