Autor: Más Energía

  • Cambio estructural: Vaca Muerta y minería igualan las divisas del campo argentino

    Cambio estructural: Vaca Muerta y minería igualan las divisas del campo argentino

    Argentina atraviesa una transformación profunda en su matriz de generación de dólares. Por primera vez en la historia reciente, el sector agroexportador ya no detenta el monopolio absoluto del ingreso de divisas. Según un informe de la consultora 1816 basado en datos del Banco Central, la energía —traccionada por Vaca Muerta — y la minería aportaron casi la misma cantidad de divisas que la agroindustria durante el primer cuatrimestre de 2026.

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    En términos precisos, el binomio energético-minero sumó 8,1millones de dolares entre enero y abril, mientras que el campo reportó en ese mismo lapso 8,2 millones.

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    Esta paridad técnica confirma una tendencia que los analistas anticipaban: la diversificación de los motores económicos del país. El informe de la consultora es contundente al respecto: “Todo el mercado esperaba hace tiempo que en algún momento la energía sea tan relevante para la balanza de pagos como el agro y lo cierto es que ese futuro ya llegó”.

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    El salto exponencial: De la apuesta a la realidad

    Para dimensionar la magnitud de este cambio, resulta clave observar la evolución interanual. Durante el primer cuatrimestre de 2025, la energía y la minería ingresaron 5,1millones de dolares,cifra que palidecía frente a los 8,3 millones del sector agropecuario. Sin embargo, la brecha se cerró de forma estrepitosa en apenas doce meses.

    Si retrocedemos a 2023, la diferencia resultaba abismal. En aquel entonces, el dominio del campo era absoluto: liquidó 4,3millones entre enero y abril, mientras que el sector energético y minero apenas alcanzó

    los 430.000. En ese periodo, el potencial de Vaca Muerta representaba más una apuesta a futuro que una realidad tangible para las reservas del Banco Central.

    Hoy, la consolidación de las exportaciones de petróleo desde puertos bonaerenses y la actividad en yacimientos de litio, como el Salar del Hombre Muerto, transformaron ese escenario.

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    Composición de los ingresos y estabilidad del sector

    A pesar del entusiasmo, el informe de la consultora 1816 advierte que la paridad absoluta aún requiere consolidación. Existe una diferencia estructural en cómo cada sector genera sus dólares. Mientras que el 91% del ingreso de divisas del agro provino directamente de exportaciones, en el caso de la energía y la minería, las ventas externas explicaron el 71% del total.

    El 29% restante de los dólares captados por los sectores energético y minero se originó en instrumentos financieros, tales como emisiones de deuda (Obligaciones Negociables) destinadas a financiar inversiones de capital. Este financiamiento resulta crítico para desarrollar los proyectos de infraestructura necesarios que sostengan la tendencia alcista.

    Con este tema sobre la mesa, esta semana el ministro de Economía, Luis Caputo, afirmó: “La fiesta recién empieza”, destacando la ausencia de restricciones de divisas en este nuevo contexto.

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    Proyecciones récord para el cierre de 2026

    El gobierno de Javier Milei considera a estos tres sectores como los pilares estratégicos para el crecimiento económico sostenible. Las cifras actuales permiten a los analistas y a las autoridades proyectar un superávit comercial récord para el cierre de este año. Se estiman exportaciones totales cercanas a los 100.000millones de dolares, lo que arrojaría un saldo comercial positivo de aproximadamente 20.000 millones.

    Este nuevo equilibrio no solo alivia la presión sobre las reservas internacionales, sino que otorga mayor resiliencia a la economía ante posibles contingencias climáticas que afecten la cosecha gruesa.

    Con los datos en el aire, todo parece indicar que la diversificación de la canasta exportadora argentina dejó de ser una meta de largo plazo para convertirse en el presente de la balanza de pagos.

  • SESA rebautizó al segundo buque de GNL: el MKII pasará a llamarse “Esperanza”

    SESA rebautizó al segundo buque de GNL: el MKII pasará a llamarse “Esperanza”

    La cuenta regresiva para el inicio de la fase exportadora de gas natural licuado (GNL) en Argentina ya comenzó. Southern Energy (SESA), el consorcio integrado por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, trabaja sobre tres frentes para llegar a tiempo al arribo del primer buque licuefactor, previsto para 2027 en el Golfo San Matías, Río Negro.

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    Durante su participación en el panel “Exportaciones de LNG, un anhelo cada vez más cercano”, realizado en el marco del Midstream & Gas Day organizado por Econojournal, el CEO de SESA, Rodolfo Freyre, señaló que el proyecto atraviesa una etapa decisiva. “Faltan 355 días para que el primer barco de GNL llegue a Argentina, con lo cual la presión es enorme”, afirmó.

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    Según explicó, uno de los principales objetivos de la compañía es profundizar la estrategia de diversificación comercial para colocar la producción futura de GNL en distintos mercados internacionales. En marzo, SESA concretó su primer acuerdo de venta de largo plazo con Europa, un contrato por ocho años que contempla el suministro de 2 millones de toneladas anuales. Ese acuerdo fue firmado con la empresa estatal alemana SEFE (Securing Energy for Europe) y representa más del 80% de la capacidad del buque licuefactor inicial, el Hilli Episeyo.

    Sin embargo, todavía resta comercializar una porción del proyecto. “Nosotros firmamos un contrato de 6 millones de toneladas, con lo cual todavía nos quedan 4 millones por vender. Estamos trabajando con un objetivo de este año tratar de tener un nuevo SPA para el segundo barco”, indicó Freyre.

    El segundo buque cambia de nombre y pasa a llamarse Esperanza

    Durante el encuentro, el ejecutivo también reveló que el segundo buque licuefactor, conocido hasta ahora como MKII, fue rebautizado como «Esperanza».

    Freyre explicó que la decisión responde a las modificaciones estructurales que recibirá la unidad para adaptarla a las necesidades del proyecto argentino. “Generalmente, en la industria naviera no se cambian los nombres de los barcos, pero acá hemos decidido cambiarlo porque asumimos que es un barco nuevo”, sostuvo.

    MKII Buque FLGN GLN Río Negro Golar Southern Energy (4)

    El buque MKII de Southern Energy llegará en 2028 a Río Negro.

    Una vez operativos, el Hilli Episeyo y Esperanza aportarán una capacidad conjunta cercana a los 6 millones de toneladas anuales de GNL, convirtiendo al proyecto en la primera plataforma exportadora de gran escala para monetizar el gas de Vaca Muerta en mercados internacionales.

    “El MK2 lo hemos rebautizado, y a partir de ahora se llama Esperanza”, anunció.

    El gasoducto dedicado, la obra clave para abastecer la terminal

    Otro de los ejes centrales mencionados por Freyre fue el avance del Gasoducto Dedicado Tratayén-San Antonio, también conocido como San Matías Pipeline, infraestructura considerada indispensable para alimentar las unidades flotantes de licuefacción.

    La semana pasada, el Comité Evaluador de Proyectos del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aprobó la incorporación de la obra al esquema de beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios previsto por el programa.

    La iniciativa demandará una inversión estimada en 1.300 millones de dólares y permitirá conectar la producción de gas de Vaca Muerta con la costa rionegrina.

    “Hemos solicitado un RIGI para esto, y también nos fue adjudicado. Estamos terminando que las provincias tanto de Río Negro y de Neuquén nos den los permisos ambientales, pero que debería ocurrir en el cortísimo plazo”, señaló el CEO de SESA.

    “Es un gasoducto de grandes números, 1.200 millones de dólares, que hay que financiarlo, vamos a hacer project finance, así que estamos trabajando en eso para poder en los próximos meses tratar de encapsularlo y ya arrancar la obra”, indicó.

    De acuerdo al empresario, el inicio de los trabajos está previsto para agosto, coincidiendo con la llegada de los primeros embarques de caños.

    Los pasos de SESA

    Además de la infraestructura y la comercialización, Freyre remarcó que la compañía ya trabaja en la construcción de la estructura operativa que administrará el negocio una vez que entren en servicio las unidades flotantes.

    “Hoy, a 355 días de que llegue el Hilli, necesitamos estructurar la compañía para poder empezar a operar”, afirmó.

    Y añadió: “Esa empresa va a facturar, cuando estén los barcos, 2.500 o 3.000 millones de dólares”.

    Un proyecto de más de USD 15.000 millones

    Southern Energy proyecta inversiones superiores a los USD 15.000 millones durante los próximos 20 años para desarrollar la primera terminal flotante de licuefacción de Argentina.

    La iniciativa contempla una primera etapa con el buque Hilli Episeyo, cuya puesta en marcha está prevista para fines de 2027, y una segunda fase con la incorporación de Esperanza aproximadamente un año después.

    Entre 2027 y 2035, el consorcio estima que las exportaciones asociadas al proyecto podrían superar los USD 20.000 millones, consolidando a la Argentina como un nuevo proveedor de GNL para el mercado internacional y abriendo una nueva vía de monetización para los recursos gasíferos de Vaca Muerta.

  • Vaca Muerta: las operadoras proyectan invertir más de U$S 12 mil millones en este año

    Vaca Muerta: las operadoras proyectan invertir más de U$S 12 mil millones en este año

    Vaca Muerta prepara un año para seguir impulsando la producción de hidrocarburos a nivel nacional y espera por los grandes proyectos de exportación para dar convertirse en un jugador de peso en el mercado internacional.

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    Según los planes presentados por las operadoras ante la Secretaría de Energía de la Nación y analizados por +e, las compañías comprometieron desembolsos por más de 12.236 millones de dólares destinados principalmente a actividades de explotación en Vaca Muerta. Esto implica un crecimiento proyectado del 25% con respecto al año pasado cuando se consolidaron 9.732 millones de dólares.

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    El relevamiento presentado ante la Secretaría de Energía muestra que las operadoras prevén inversiones totales por US$ 12.239,6 millones, considerando US$ 12.236,1 millones en explotación y US$ 3,5 millones en exploración.

    El detalle exhibe que la mayor parte de los recursos se concentrará en proyectos que están en etapas avanzadas, con foco en incrementar la producción y expandir la infraestructura operativa. En este marco, YPF, Tecpetrol, Vista, Pluspetrol y Pan American Energy aparecen entre las compañías con mayores compromisos de inversión.

    YPF encabeza el ranking de inversiones

    YPF lidera ampliamente el listado con inversiones proyectadas por U$S 5.500,8 millones. Entre las áreas que recibirían mayores desembolsos se destacan La Angostura Sur I, con U$S 1.117 millones; Loma Campana, con U$S 1.064,8 millones; Bandurria Sur, con U$S 933 millones; y La Amarga Chica, con U$S 929,8 millones.

    En los planes de la empresa de mayoría estatal también figuran Bajo del Toro Norte con US$ 267,19 millones, Loma La Lata-Sierra Barrosa con U$S 368,03 millones, Narambuena con U$S 109,50 millones y Río Neuquén con U$S 76,88 millones.

    Tecpetrol ocupa el segundo lugar entre las operadoras con un plan de inversiones de U$S 1.234,4 millones. El área que concentraría la mayor parte de esos recursos es Los Toldos II Este, con U$S 919,1 millones, seguida por Fortín de Piedra, con U$S 311,4 millones. También aparecen desembolsos menores en Punta Senillosa y Los Toldos I Norte.

    Vista y Pluspetrol apuntalan el crecimiento

    Vista Energy comprometió inversiones por U$S 1.034,7 millones. El principal destino sería Bajada del Palo Oeste, que recibirá U$S 653,2 millones, seguido por Bajada del Palo Este, con U$S 236,1 millones. También se contemplan desembolsos en Aguada Federal, Coirón Amargo Norte, Águila Mora y Bandurria Norte.

    Pluspetrol Cuenca Neuquina -que fue creada para destinar inversiones a los activos comprados a ExxonMobil- prevé inversiones por U$S 1.132,4 millones destinadas íntegramente al desarrollo de Bajo del Choique-La Invernada, mientras que Pluspetrol S.A. proyecta desembolsar U$S 501,2 millones en La Calera.

    En tanto, Pan American Energy (PAE) proyecta inversiones por US$ 585,8 millones. El área con mayor asignación de recursos es Coirón Amargo Sur Este, con U$S 310,9 millones, seguida por Aguada Pichana Oeste, con U$S 190,8 millones. También figuran Lindero Atravesado, Aguada Cánepa, Aguada de Castro y Bandurria Centro.

    Pampa, Shell y otras operadoras completan el panorama

    Pampa Energía comprometió inversiones por U$S 490,6 millones. La mayor parte de esos fondos se dirigirá a Rincón de Aranda, que concentrará U$S 417,3 millones. El resto se distribuirá entre Sierra Chata y El Mangrullo, áreas que forman parte de la estrategia de crecimiento de la compañía en el segmento no convencional.

    Shell prevé desembolsar U$S 423,6 millones. Los principales proyectos se encuentran en Cruz de Lorena, con U$S 215,5 millones; Bajada de Añelo, con U$S 144,6 millones; y Sierras Blancas, con U$S 59 millones. La compañía también incluyó inversiones en Coirón Amargo Sur Oeste.

    Asimismo, Phoenix Global Resources, se compromete a invertir U$S 357,1 millones, de los cuales U$S 353,6 millones corresponden a Mata Mora Norte y U$S 3,5 millones a tareas de exploración en Mata Mora Sur. Por su parte, TotalEnergies comprometió U$S 224,9 millones, principalmente en Aguada Pichana Este y Pampa de las Yeguas II.

    Las inversiones de menor escala

    Chevron proyectó invertir por U$S 497,3 millones destinadas al desarrollo de El Trapial Este, mientras que GeoPark comprometió U$S 84,1 millones para Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. Ambas compañías continúan avanzando en sus respectivos proyectos dentro de la cuenca.

    Vaca Muerta Inversiones SAU – sociedad controlada por YPF y que recientemente contó con la incorporación de Pluspetrol tras un acuerdo de intercambio de activos-, prevé desembolsar U$S 115,8 millones, concentrados principalmente en La Escalonada, con US$ 113,5 millones, además de inversiones menores en Rincón La Ceniza. CAPSA, por su parte, proyectó inversiones por U$S 56,5 millones destinadas a Agua del Cajón.

  • Marín define el nuevo mapa de Vaca Muerta: El rol estratégico de Bahía, Neuquén y Río Negro

    Marín define el nuevo mapa de Vaca Muerta: El rol estratégico de Bahía, Neuquén y Río Negro

    La industria energética argentina atraviesa una transformación estructural que redefine las funciones de sus principales centros operativos. En este marco, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, trazó una hoja de ruta clara para las próximas décadas, donde la sinergia entre la producción, la industrialización y la exportación resulta fundamental. Según Marín, el esquema nacional se apoya en tres pilares geográficos: Neuquén (Vaca Muerta), la zona de Río Negro y Bahía Blanca.

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    Esta visión estratégica busca maximizar el potencial de Vaca Muerta mediante una especialización funcional de cada región. Mientras el corazón de la cuenca neuquina garantiza la extracción, los nodos costeros se dividen la tarea de procesar para el mercado interno y abrir las puertas hacia los mercados internacionales.

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    Bahía Blanca, corazón petroquímico del gas

    Tras las dudas sobre el destino de los grandes proyectos de GNL, Marín despejó incertidumbres al ratificar a Bahía Blanca como el principal centro de agregado de valor. Según Marín, la ciudad bonaerense mantiene su hegemonía como polo industrial.

    “Yo siempre considero que Bahía Blanca va a ser el polo petroquímico del gas de mercado interno. Sin ninguna duda es el polo que le va a dar valor agregado al gas”, afirmó Marín durante la inauguración de las obras de Compañía Mega, que se llevó a cabo esta semana.

    La reciente inversión de 260 millones de dólares en un nuevo tren de fraccionamiento permite a la planta incrementar un 50% su capacidad de procesamiento de líquidos del gas natural.

    El futuro bahiense se vincula directamente a la transformación de moléculas en productos esenciales como el LPG y la urea para el sector agropecuario. Marín anticipó que el crecimiento de la producción en la cuenca impulsará nuevas expansiones y proyectos de magnitud similar a los previstos en el sur rionegrino.

    Por otro lado, la infraestructura portuaria y el sistema universitario local consolidan una ventaja competitiva difícil de igualar en otras regiones.

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    La inversión de 260 millones de dólares en Compañía Mega eleva un 50% la capacidad de fraccionamiento de líquidos.

    El horizonte exportador de Río Negro

    En el esquema de YPF, Río Negro asume un rol de terminal de salida masiva. La zona de Punta Colorada se especializa como el nodo exportador de energía, petróleo y gas natural licuado (GNL).

    Este desarrollo se apoya en iniciativas críticas como el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que proyecta ampliar su capacidad a 700.000 barriles diarios para despachar un superpetrolero cada tres días.

    Marín enfatizó que este nuevo polo no compite con las instalaciones existentes, sino que las complementa. “Eso no quiere decir que en Bahía Blanca no se continúe exportando petróleo. Todo lo que se exporta hoy va a seguir siendo exportado”, aseguró, subrayando que ambos nodos funcionan como un bloque continuo.

    Impacto macroeconómico y el rol de las pymes

    El desarrollo simultáneo de estos tres polos trasciende el sector energético e impacta en toda la cadena de valor industrial argentina. La escala de los proyectos en marcha requiere una red sólida de proveedores, contratistas y pequeñas y medianas empresas de todo el territorio nacional.

    Para la conducción de YPF, la inversión en estos centros operativos representa la herramienta principal para resolver problemas macroeconómicos históricos. Al generar valor en origen, el sistema energético produce las divisas y los puestos de trabajo necesarios para estabilizar la economía nacional. “Los argentinos lo que tenemos que hacer es invertir para generar valor”, concluyó Marín.

  • Vaca Muerta: GeoPark y H&P firman una alianza de tres años para acelerar la perforación en factorí

    Vaca Muerta: GeoPark y H&P firman una alianza de tres años para acelerar la perforación en factorí

    En un paso estratégico que consolida el desarrollo masivo del shale argentino, las compañías GeoPark y Helmerich & Payne (H&P) anunciaron la firma de un acuerdo por tres años para el despliegue de un equipo de perforación de última generación en la formación Vaca Muerta.

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    El acuerdo contempla la utilización de un FlexRig®, una torre de alta tecnología integrada con servicios asociados de perforación, diseñada específicamente para optimizar los tiempos y costos en el desarrollo de pozos horizontales.

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    Apuesta al «Factory Drilling»

    Bajo los términos de esta alianza, H&P respaldará la campaña de perforación bajo el modelo de «factoría de pozos» (factory drilling) de GeoPark. Este sistema busca estandarizar y encadenar los procesos de perforación para maximizar la eficiencia y la consistencia en el terreno.

    Las operaciones en los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste están previstas para iniciar a finales de 2026. El equipo operará sobre la avanzada plataforma tecnológica de H&P, orientada a impulsar el desempeño operativo a lo largo de todo el programa.

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    GeoPark acelera en Loma Jarillosa Este.

    GeoPark crece en Vaca Muerta

    El Chief Executive Officer (CEO) de GeoPark, Felipe Bayón, destacó la relevancia de la cuenca neuquina para el futuro de la firma: «Vaca Muerta es un eje central en la estrategia de GeoPark para retomar la senda del crecimiento, y estamos avanzando decisivamente para cumplir nuestro plan. Tras iniciar con éxito las operaciones no convencionales en octubre de 2025 y empezar la perforación en marzo, ahora aseguramos un equipo dedicado y de alta tecnología que respaldará nuestra campaña de ‘factory drilling’ durante los próximos tres años».

    Bayón también vinculó directamente este anuncio con el marco regulatorio e impositivo actual: «Este hito es clave para el plan de inversión que presentamos en nuestra solicitud de adhesión al RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) y refleja el avance disciplinado que estamos logrando en estos activos de clase mundial”.

    Por su parte, Mike Lennox, vicepresidente ejecutivo de Operaciones Terrestres del Hemisferio Occidental de H&P, ratificó el peso que tiene el país en su negocio general:

    «Argentina continúa siendo una región de crecimiento significativo dentro de nuestro portafolio global, y esta alianza con GeoPark refleja ese impulso. A medida que GeoPark avanza en el desarrollo de sus activos en Vaca Muerta con una visión estratégica de largo plazo, nos enorgullece aportar la experiencia, la tecnología y los equipos necesarios».

    El convenio representa un punto de inflexión con un claro beneficio bilateral. Para GeoPark significa el despliegue de su primer equipo de perforación dedicado en Argentina, un paso indispensable para sostener el ritmo de producción no convencional de manera independiente y continua.

    Mientras que a H&P le permite ampliar su flota de equipos activos en el país, consolidando su presencia en una de las cuencas de hidrocarburos no convencionales más dinámicas y competitivas del mundo, y profundizando su relación con los operadores locales.

    El plan de GeoPark

    GeoPark oficializó su regreso a Neuquén en 2025 tras adquirir a Pluspetrol las áreas Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. Los activos suman más de 12.300 acres brutos ubicados en la ventana de petróleo negro de Vaca Muerta, con recursos recuperables estimados en 60 millones de barriles.

    La compañía proyecta alcanzar una producción de 20.000 barriles equivalentes de crudo por día (bdp) hacia 2028 mediante la perforación de entre 50 y 55 nuevos pozos.

  • Vaca Muerta: Phoenix declaró la comercialidad de Confluencia Norte y Sur

    Vaca Muerta: Phoenix declaró la comercialidad de Confluencia Norte y Sur

    El Gobierno de Río Negro recibió la declaración de comercialidad presentada por Phoenix Global Resources (PGR) para las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur, vinculadas a la actividad no convencional en Vaca Muerta. A partir de esta presentación, la Provincia avanzará en la evaluación del pedido de concesión correspondiente, en el marco del seguimiento de las inversiones y el desarrollo productivo de estas áreas.

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    La presentación se realizó luego del cierre de la etapa exploratoria, en la que la empresa obtuvo resultados positivos y propuso su unificación conforme a lo previsto en el pliego de licitación.

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    “Si bien aún resta la aprobación técnica formal, este es un paso muy importante para la Provincia. La declaración de comercialidad en áreas vinculadas a Vaca Muerta muestra que Río Negro tiene potencial, planificación y condiciones para seguir ampliando su desarrollo energético”, sostuvo la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.

    Phoenix obtuvo premio en la etapa exploratoria

    Durante la reunión de comisión de enlace técnico, la empresa repasó algunas inversiones, como la perforación de 2 pads, con un total de 7 pozos horizontales, lo que permitió adquirir, registrar e interpretar información clave del subsuelo.

    A partir de la performance de producción del bloque, se determinó un fluido del orden de los 27 grados API, con volúmenes destacados dentro de los pads del no convencional shale.

    Otro dato relevante es que durante la fase exploratoria se utilizó un 75% de arena rionegrina y la gestión de residuos se realizó dentro de la provincia, fortaleciendo el impacto local de la actividad.

    “Para nosotros es central que cada proyecto energético se traduzca en más actividad para Río Negro, más participación de proveedores locales y más oportunidades para los rionegrinos. La energía tiene que ser una palanca de desarrollo provincial”, afirmó Moya.

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    Comisiones de enlace con otras operadoras

    Además, en el marco de los contratos vigentes, durante la última semana se realizaron reuniones de comisión de enlace técnico con Quintana Energy, Tango Energy y Tecpetrol. Allí participaron equipos técnicos de la Secretaría de Hidrocarburos, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y el Departamento Provincial de Aguas (DPA).

    El objetivo fue evaluar la actividad realizada, verificar el cumplimiento de compromisos contractuales y analizar las proyecciones de trabajo en cada área.

    Quintana: sobrecumplimiento en Estación Fernández Oro

    En el área Estación Fernández Oro, operada por Quintana Energy, la empresa expuso los montos de inversión ejecutados hasta la fecha, que reflejan un sobrecumplimiento de los compromisos asumidos durante el proceso de extensión del plazo de concesión.

    Durante 2025 y 2026 se realizaron 4 workover, 4 reactivaciones y mejoras productivas mediante optimizaciones.

    También se destacaron los avances del proyecto piloto de reinyección de gas para movilizar líquidos. A la fecha, se reinyectaron 54 millones de metros cúbicos mediante compresores propios y rentados.

    La empresa prevé poner próximamente en producción los pozos vinculados al proyecto para evaluar su viabilidad.

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    Quintana Energy comenzó un plan piloto para mejorar la extracción de hidrocarburos en EFO.

    Tango: nuevas inversiones y actividad en áreas prorrogadas

    En el caso de las áreas Entre Lomas, 25 de Mayo–Medanito y Jagüel de los Machos, actualmente bajo titularidad de Tango Energy, la comisión se centró en la continuidad de los compromisos asumidos y su adecuación a la visión de la nueva empresa.

    En esas áreas se realizaron 16 workover y se continuó con el proyecto piloto de recuperación secundaria con agua de formación. Y para lo que resta del año, la empresa tiene prevista la perforación de un pozo, 12 workover y 130 reactivaciones.

    Además, se destacó una inversión en facilities superior a los 15 millones de dólares, que incluye la construcción de un nuevo oleoducto de 12 pulgadas y una traza de 30 kilómetros para tratar la producción de Entre Lomas en la planta de 25 de Mayo–Medanito.

    Tecpetrol: seguimiento del área Agua Salada

    En el área Agua Salada, operada por Tecpetrol, durante 2025 y 2026 se realizaron 2 workover, la fractura del pozo BLC.x-1 y 15 intervenciones con equipos de pulling para sostener los niveles de producción.

    Para este año, la empresa tiene prevista la puesta en producción del pozo BLC.x-1 y la realización de un nuevo workover.

    Desde la Secretaría de Hidrocarburos se continuará con nuevas reuniones de comisión de enlace, como parte del esquema de seguimiento que la Provincia sostiene sobre la actividad hidrocarburífera.

    “Río Negro está en marcha porque hay planificación, control y una decisión clara de defender nuestros recursos. El crecimiento energético tiene sentido si genera desarrollo, empleo y oportunidades concretas para nuestra gente”, aseguró Moya.

  • VMOS: Dock Sud embarcó más de 700 tubos con destino a San Antonio Oeste

    VMOS: Dock Sud embarcó más de 700 tubos con destino a San Antonio Oeste

    El Consorcio de Gestión del Puerto Dock Sud fue escenario de una operación logística de gran envergadura vinculada al oleoducto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), que busca ampliar la capacidad de transporte y exportación de crudo de Vaca Muerta.

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    En la terminal portuaria se cargaron 721 tubos de acero a bordo del buque MV Athanasia, de los cuales 658 contaban con revestimiento de hormigón. Los materiales forman parte de la infraestructura offshore que se instalará en Punta Colorada, Río Negro.

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    “Esta operación demuestra el valor estratégico de Dock Sud dentro de la cadena logística que acompaña el desarrollo energético argentino. Nuestro puerto aporta infraestructura, conectividad y capacidad operativa para proyectos que son fundamentales para el crecimiento del país”, señaló la presidenta del Consorcio, Mónica Litza.

    Industria, logística y energía

    Los tubos, provistos por SIAT/Tenaris, arribaron inicialmente a Dock Sud en una operación que involucró más de 10.100 toneladas de materiales. Una vez en el puerto, fueron almacenados en la zona fiscalizada de Loginter.

    Parte del material fue trasladado luego a la planta de Socotherm, en Escobar, donde recibió un revestimiento especial de hormigón antes de regresar a Dock Sud para su embarque final.

    La operación articuló a distintos actores industriales, logísticos y energéticos: SIAT/Tenaris en la provisión de materiales, Tenaris/Loginter en el acopio y estiba, Socotherm en el proceso industrial especializado y Arendal en la coordinación logística y el transporte marítimo.

    Los materiales serán trasladados hasta San Antonio Este, desde donde serán instalados mediante una embarcación especializada como parte de la infraestructura submarina del proyecto VMOS.

    “El desarrollo necesita infraestructura, inversión y articulación entre el sector público y el sector privado. Esta operación refleja precisamente esa capacidad de trabajo conjunto”, agregó Litza.

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    VMOS suma un nuevo hito: embarcan materiales para la terminal offshore de Punta Colorada.

    El impacto del VMOS

    La iniciativa contempla la construcción de un oleoducto de 437 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, junto con infraestructura de almacenamiento y carga offshore para operar buques de gran porte. Con una inversión estimada en USD 3.000 millones, el desarrollo aparece como una de las obras energéticas más importantes actualmente en marcha en Argentina.

    El proyecto es desarrollado por un consorcio integrado por YPF, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol.

    La infraestructura permitirá transportar crudo desde Vaca Muerta hasta una nueva terminal exportadora sobre la costa atlántica de Río Negro, preparada para operar buques tipo VLCC (Very Large Crude Carriers).

    En su etapa inicial, el sistema podrá transportar entre 180.000 y 190.000 barriles diarios. Luego escalará progresivamente hasta un rango de entre 550.000 y 700.000 barriles por día.

    La terminal portuaria en construcción en Punta Colorada es uno de los nodos centrales del proyecto. Allí se concentrará el almacenamiento y despacho del crudo destinado a mercados internacionales.

    El plan contempla la construcción de seis tanques de almacenamiento con capacidad total cercana a 720.000 metros cúbicos, además de infraestructura offshore con monoboyas conectadas mediante ductos submarinos.

    Ese esquema permitirá realizar operaciones de carga en mar abierto y operar buques de gran escala para exportación de petróleo.

  • Vaca Muerta busca mano de obra, pero rechaza CVs: los 6 errores que te dejan afuera

    Vaca Muerta busca mano de obra, pero rechaza CVs: los 6 errores que te dejan afuera

    Hay trabajo en Vaca Muerta. Eso no está en discusión. La cuenca neuquina genera el 70% del crudo y el gas del país, concentra inversiones que en 2026 superarían los USD 12.000 millones y proyecta una necesidad de 40.000 puestos de trabajo netos en los próximos cuatro años, según Horacio Marín, presidente de YPF.

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    El problema no es la falta de oportunidades. Es que entre la oferta y el candidato existe un filtro que pocos conocen y que elimina perfiles valiosos antes de que lleguen a una sola entrevista: el curriculum vitae.

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    «El CV no refleja lo que valen. Y eso les cuesta entrevistas», resumió Patricia Shepherd, especialista en inserción laboral en el sector energético. La analista publicó en LinkedIn una advertencia directa después de revisar más de 80 CVs en una semana. Lo que encontró fue sistemático.

    «El problema casi nunca es el candidato. Es cómo se comunica», escribió Shepherd. «Si enviaste 100 CVs o 400 y no te convocaron, seguramente es por esto que encontré», deslizó.

    La especialista describió perfiles concretos: técnicos y profesionales de prácticamente toda la cadena de valor del sector energético, con experiencia real y trayectorias de 20, 25 y hasta 30 años en el sector. Sin embargo, casi todos compartían el mismo problema de fondo: la experiencia estaba mal presentada.

    «Llegaron CVs de prácticamente toda la cadena de valor del sector energético. Perfiles reales. Experiencia real. Algunos con 20, 25, 30 años en el sector. Y casi todos con el mismo problema. El error más repetido no es la experiencia. Es cómo está presentada», precisó.

    Los 6 errores que descartan un CV

    Shepherd identificó seis problemas recurrentes. Algunos son errores de formato; otros, de estrategia. Todos tienen solución:

    1. Foto en el CV. Los sistemas de seguimiento de candidatos (ATS, por sus siglas en inglés) descartan automáticamente los documentos con imágenes. El CV nunca llega a un reclutador humano.

    2. Diseño en dos columnas tipo Canva. Los filtros automáticos no procesan ese formato correctamente. El contenido se mezcla, se pierde o se descarta.

    3. Cronología desordenada. Huecos sin explicar, fechas duplicadas y períodos sin año generan confusión en los sistemas de lectura automática y desconfianza en los reclutadores.

    4. Bullets que describen tareas, no logros. Nadie cuantifica nada. Decir «operé equipos de fractura» no comunica lo mismo que detallar el volumen, la escala o el impacto de esa operación.

    5. Perfil genérico. Una presentación que podría pertenecer a cualquier persona del planeta no diferencia ni convence. El perfil personal es el primer filtro humano del CV.

    6. Experiencia valiosa enterrada o mal traducida al lenguaje del sector. Años de operación en campo que no aparecen en los primeros dos tercios del documento, o que se describen con términos ajenos al vocabulario técnico que usan las operadoras.

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    Soldadores, electricistas y operadores de fractura: los oficios más buscados de la Argentina productiva.

    Una demanda real con perfiles disponibles

    La paradoja que describe Shepherd no es menor. Vaca Muerta tiene vacantes concretas y urgentes. Los perfiles más buscados incluyen soldadores, electricistas, mecánicos, operadores de fractura hidráulica, técnicos electromecánicos y choferes de camiones pesados. Las áreas de recursos humanos de las principales operadoras llevan meses sin poder cubrir todas las posiciones disponibles.

    En ese escenario, que un perfil con tres décadas de experiencia quede afuera por un error de formato no es un dato menor: es una pérdida para el candidato y para la industria.

    Una advertencia sobre la ley de empleo local

    Shepherd incluyó en su análisis una alerta que muchos candidatos desconocen o subestiman: la ciudadanía argentina y el domicilio registrado son requisitos excluyentes, no negociables.

    «No reviso CVs sin ciudadanía argentina, las posibilidades de contratación son nulas. Las operadoras manejan cupo de mano de obra local y el gobierno provincial controla que se cumpla. Sin domicilio registrado, no te llaman», afirmó la especialista.

    La ley de empleo local en Neuquén establece prioridad en la contratación de residentes de la provincia. Las operadoras están obligadas a cumplir con esos cupos y la fiscalización es activa. Para quienes no cumplan ese requisito, enviar cientos de postulaciones no genera resultado alguno.

    La brecha que no es técnica

    El sector energético argentino ofrece algunos de los salarios más competitivos del país. Según la Guía Salarial de Adecco 2025-2026, los oficiales instrumentistas y electricistas inician con $3.363.758 mensuales y superan los $5.772.593 según antigüedad. Los perfiles gerenciales de alta especialización alcanzan los $22,6 millones mensuales.

    Esas cifras están disponibles para quienes logran pasar el filtro inicial. El punto de partida, como señala Shepherd, es más simple —y más frustrante— de lo que parece: un CV que comunique lo que el candidato realmente vale.

    «El CV no refleja lo que valen. Y eso les cuesta entrevistas», insistió la especialista. La solución no requiere más experiencia ni más títulos. Requiere saber cómo presentar los que ya se tienen.

  • El gobierno prorroga la central hidroeléctrica Futaleufú hasta diciembre

    El gobierno prorroga la central hidroeléctrica Futaleufú hasta diciembre

    La concesión original de la Central Hidroeléctrica Futaleufú llegó a su fin después de 30 años de operación continua el 15 de junio de 2025. Sin embargo, la turbina siguió girando. El Estado argentino no podía permitirse el vacío en una planta que abastece de energía a uno de los complejos industriales más importantes de la Patagonia. Así comenzó un período de transición que ahora tiene fecha de vencimiento renovada: el 15 de diciembre de 2026.

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    La Secretaría de Energía de la Nación formalizó la extensión mediante la Resolución 130/2026 del Ministerio de Economía, publicada en el Boletín Oficial de la República Argentina. La medida no es un mero trámite administrativo: es el puente entre una concesión agotada y el nuevo proceso competitivo que el Estado impulsa para definir quién operará la central en las próximas décadas.

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    Para entender la urgencia de la prórroga, basta mirar quién depende de esa energía. Aluar, la empresa productora de aluminio primario más grande del país, tiene su complejo industrial en la provincia de Chubut y figura entre los principales clientes de la central. La producción de aluminio es uno de los procesos industriales de mayor consumo energético que existe: una interrupción del suministro no se mide en horas de inconveniencia, sino en millones de dólares de pérdidas y en el riesgo de daño irreversible a los equipos.

    Esa dependencia convierte a Futaleufú en una pieza estratégica del entramado energético patagónico, y explica por qué el Gobierno optó por extender la operación antes de convocar a un nuevo concurso.

    Las condiciones de la extensión

    La prórroga no es gratuita ni incondicional. La normativa establece que la concesionaria actual debe presentar una carta de adhesión en un plazo de siete días para formalizar la extensión. Sin ese paso, el acuerdo no prospera.

    Además, la empresa tiene la obligación de actualizar la garantía de cumplimiento de contrato por un monto no inferior a US$1.500.000. Esta cifra no es caprichosa: representa el respaldo financiero mínimo que el Estado considera necesario para asegurar que el operador cumpla con sus compromisos durante el período extendido.

    La resolución también es explícita respecto de las obligaciones heredadas. La concesionaria deberá «cumplir con la totalidad de las obligaciones de su respectivo Contrato de Concesión» iniciado en 1995, lo que incluye el pago de regalías a la provincia de Chubut y la presentación de inventarios trimestrales. En otras palabras, la prórroga no implica un relajamiento de las reglas: las condiciones originales del contrato siguen vigentes en su integridad.

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    El Estado convocará una licitación pública nacional e internacional para la nueva concesión.

    Supervisión del Estado y participación provincial

    El Gobierno nacional no delegó el control de la transición. Durante todo el período de extensión, el Estado mantiene la figura de un veedor oficial con presencia activa en la operación de la planta. Esta supervisión directa busca garantizar que la infraestructura se conserve en condiciones óptimas para cuando asuma el nuevo concesionario.

    Al mismo tiempo, la resolución invitó a la provincia de Chubut a designar un representante propio para colaborar en el proceso de transición. La iniciativa reconoce el peso político y económico que la central tiene para la región: Futaleufú no es solo un generador de energía, es parte del tejido productivo e institucional de la Patagonia.

    La licitación, el horizonte definitivo

    La fecha del 15 de diciembre de 2026 funciona como límite máximo, pero la normativa contempla un escenario más optimista. La empresa podrá finalizar su operación antes de esa fecha «hasta el perfeccionamiento de la Licitación Pública Nacional e Internacional», es decir, en el momento en que el nuevo concurso quede formalmente cerrado y el nuevo operador asuma el control.

    El Estado Nacional ratificó su intención de convocar a ese proceso competitivo. La licitación tendrá alcance tanto nacional como internacional, lo que abre la puerta a operadores extranjeros con experiencia en grandes complejos hidroeléctricos. La decisión de ampliar el universo de postulantes refleja la magnitud de la apuesta: quien gane la concesión de Futaleufú asumirá la responsabilidad de operar una infraestructura crítica durante años o décadas.

    Una central con historia y futuro incierto

    La Central Hidroeléctrica Futaleufú comenzó su operación bajo concesión privada en 1995, en el marco de las reformas estructurales del sector energético argentino de los años noventa. Durante 30 años, la planta funcionó como parte esencial del sistema eléctrico patagónico, con un régimen hídrico basado en el río homónimo que le da nombre, en la cordillera de los Andes.

    Hoy, mientras los técnicos preparan los pliegos de la nueva licitación y la concesionaria actualiza sus garantías, las turbinas siguen girando. Para Aluar, para Chubut y para el sistema energético nacional, ese zumbido constante no es un detalle menor: es la demostración de que, a veces, la continuidad vale más que la velocidad del cambio.

    FUENTE:Noticias Argentinas

  • La OPEP+ aumentará la producción de petróleo en julio: qué decidieron Arabia Saudita, Rusia y sus aliados

    La OPEP+ aumentará la producción de petróleo en julio: qué decidieron Arabia Saudita, Rusia y sus aliados

    En medio de las tensiones en Medio Oriente y sus efectos en el Estrecho de Ormuz, la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) resolvió avanzar con un nuevo incremento de producción de crudo a partir de julio, en una señal de que el bloque seguirá devolviendo barriles al mercado de manera gradual. La decisión fue adoptada este domingo por Arabia Saudita, Rusia, Irak, Kuwait, Kazajistán, Argelia y Omán, aunque el grupo dejó en claro que cualquier paso futuro dependerá del comportamiento de la oferta y la demanda internacionales.

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    El aumento acordado será de 188.000 barriles diarios y forma parte del esquema de desarme de los recortes voluntarios que esos siete productores comenzaron a aplicar en 2023 para sostener el equilibrio del mercado petrolero. De todos modos, a través de un comunicado, la alianza remarcó que mantiene una postura cautelosa y que conserva la posibilidad de modificar el ritmo del proceso si el escenario global cambia.

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    El plan de la OPEP+

    La definición surgió luego de una reunión virtual en la que los países revisaron las perspectivas para el mercado hidrocarburífero y analizaron la evolución de la producción mundial. Aunque el grupo continuará sumando oferta, insistió en que no existe un cronograma inamovible y que las decisiones seguirán sujetas a las condiciones del mercado.

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    En ese sentido, los siete países señalaron que podrán «aumentar, pausar o revertir la eliminación gradual de los ajustes voluntarios de producción», una estrategia que busca preservar la estabilidad de la industria frente a eventuales cambios en la demanda o en el contexto económico internacional.

    Asimismo, la decisión apunta a dar margen para que algunos integrantes aceleren la compensación por los volúmenes producidos por encima de las cuotas acordadas dentro de la alianza.

    Petróleo: compensaciones hasta fines de 2026

    Durante el encuentro, los países reafirmaron su compromiso con la Declaración de Cooperación que rige el funcionamiento de la OPEP+ y ratificaron que compensarán completamente cualquier exceso de producción registrado desde enero de 2024.

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    Foto de Archivo: La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) pateó el tablero con el anuncio de aumentar la producción de crudo.

    Para cumplir ese objetivo, el mecanismo de compensación fue extendido hasta diciembre de este año, lo que permitirá a los productores ajustar gradualmente sus niveles de bombeo sin alterar la estrategia general del bloque.

    Además, la alianza confirmó que continuará realizando reuniones mensuales para seguir de cerca la evolución del mercado, verificar el cumplimiento de las cuotas y revisar el avance de los compromisos asumidos por cada país.

    El próximo encuentro quedó previsto para el 5 de julio, cuando los siete productores volverán a evaluar la situación del sector antes de definir nuevos pasos en su política de producción.