En la costa de Guyana, Halliburton y ExxonMobil avanzaron en la digitalización de la construcción de pozos al concretar la primera colocación geológica completamente automatizada de la industria, con integración total de los sistemas de la plataforma. El desarrollo se realizó junto a Sekal, Noble y el consorcio técnico de Wells Alliance Guyana.
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Perforación en Guyana: cómo funciona el sistema automatizado en circuito cerrado
El avance se produce en un contexto de reordenamiento regional de ExxonMobil. En 2024, la compañía concretó la venta de sus activos en Vaca Muerta a Pluspetrol y desde entonces reorientó su estrategia en América Latina hacia el Caribe, con Guyana como uno de sus principales focos de crecimiento.
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De acuerdo con la información difundida por Halliburton, el proyecto, realizado a mediados de marzo, integró en un mismo flujo operativo la interpretación del subsuelo, la geonavegación, la hidráulica y el control de la plataforma. La arquitectura permitió que el sistema ajuste de manera autónoma la trayectoria del pozo dentro del reservorio, sin depender de la intervención constante de los equipos en superficie.
La operación se apoyó en la plataforma de orquestación LOGIX y en herramientas de geonavegación automatizada, junto con soluciones de terceros como DrillTronics, según explicó la firma en un comunicado. En los hechos, se trata de un sistema que “lee” el subsuelo mientras se perfora y ajusta automáticamente el recorrido del pozo. Esa integración también permite ordenar las tareas y reducir tiempos en operaciones clave.
Resultados operativos: menos tiempos y mayor precisión
Los resultados medidos en campo muestran mejoras concretas en eficiencia. La sección del yacimiento se completó cerca de un 15% por debajo de los tiempos previstos, mientras que las operaciones de extracción y puesta en marcha redujeron su duración en un 33%.
Además, el sistema logró mantener la trayectoria del pozo dentro de la zona objetivo en condiciones geológicas complejas. En total, se perforaron unos 470 metros de la sección lateral con geonavegación automatizada activa y correcciones de inclinación en tiempo real.
«Nuestros equipos alcanzan nuevos niveles de rendimiento cuando el análisis del subsuelo, la automatización y los sistemas de perforación operan a través de un sistema de automatización de circuito cerrado. Esta innovadora orquestación digital transforma la eficiencia de la ejecución y lleva la construcción automatizada de pozos desde el concepto hasta resultados probados en campo, sentando las bases para una ubicación consistente de los pozos en la mejor roca en cada ocasión», afirmó Jim Collins, vicepresidente de Halliburton Sperry Drilling.
En la misma línea, Rod Henson, vicepresidente de Wells de ExxonMobil, sostuvo: «Este logro demuestra cómo la colaboración y la automatización avanzada pueden transformar la eficiencia y la fiabilidad de la construcción de pozos. Representa un importante avance para el desarrollo energético de Guyana y el futuro digital del sector».
El desarrollo se enmarca en la actividad acelerada del offshore guyanés, donde los operadores incorporan soluciones digitales para mejorar la productividad y reducir costos operativos. En ese escenario, la integración de sistemas en circuito cerrado aparece como uno de los vectores tecnológicos con mayor potencial para escalar en futuros desarrollos.
El horizonte de la exploración offshore en el Mar Argentino sufre un nuevo golpe. Shell decidió devolver su bloque generando un clima de escepticismo sobre el potencial hidrocarburífero de las costas nacionales.
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Con la Resolución 73/2026, la Secretaría de Energía de la Nación establece la extinción del permiso otorgado originalmente en 2019 para operar en la Cuenca Argentina Norte. Esta medida administrativa marca el fin de una etapa exploratoria clave para la industria.
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Los motivos detrás de la salida de Shell
Según la normativa que lleva la firma de la secretaria María Tettamanti, las firmas Shell y Qatar Energy optaron por no avanzar al segundo período del permiso de exploración sobre el bloque CAN 107.
El área se encuentra ubicado en el ámbito costa afuera nacional y su adjudicación se había concretado durante la denominada Ronda 1. El retiro de estos jugadores internacionales refuerza la idea de que la ventana de oportunidad para el Mar Argentino se está cerrando. La industria ahora reevalúa sus estrategias de inversión global.
Amparada en la Ley 17.319, la resolución estipula que las áreas deben revertirse al Estado Nacional ante la renuncia de los permisionarios. Por ello, el Artículo 2° de la resolución ordena que el área CAN 107 sea transferida nuevamente bajo control estatal. Este procedimiento legal cierra formalmente el vínculo contractual con las petroleras privadas.
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Shell y Qatar Energy decidieron devolver al Estado nacional su bloque offshore en el Mar Argentino.
Cumplimiento de compromisos e inversiones
A pesar de la salida definitiva, la Dirección Nacional de Exploración y Producción verificó que las empresas cumplieron con sus compromisos técnicos. Según el Informe 22275694 del 4 de marzo de 2026, las operadoras realizaron la totalidad de las inversiones comprometidas inicialmente. No se registraron deudas ni incumplimientos respecto a los planes de trabajo presentados oportunamente.
En términos financieros, las compañías abonaron el canon de exploración correspondiente al período fiscal 2025 por una suma millonaria. El pago total ascendió a 383.036.825 de pesos, que fueron acreditados en las cuentas recaudadoras del Ministerio de Economía mediante dos depósitos bancarios diferentes.
El primer desembolso superó los 267 millones de pesos en enero, mientras que el segundo pago se completó en septiembre de 2025. Asimismo, los informes técnicos concluyeron que no existen observaciones ambientales respecto a las tareas ejecutadas por las firmas privadas. El cumplimiento de las normativas de protección del ecosistema marino fue absoluto y verificado.
“Declárase la extinción del Permiso de Exploración de Hidrocarburos sobre el área CAN 107”, establece el artículo primero de la nueva normativa oficial. Esta declaración de la Secretaría de Energía subraya que la renuncia se enmarca en los procedimientos administrativos estipulados por la ley. La transparencia en la salida busca mantener la necesaria seguridad jurídica.
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El buque Pxgeo 2 fue el encargado de realizar la exploración offshore en los bloques CAN 107 y CAN 109.
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El futuro de la Cuenca Argentina Norte
La salida de Shell genera interrogantes sobre la viabilidad del offshore argentino. La Cuenca Argentina Norte había despertado grandes expectativas luego de comparaciones geológicas con el margen africano. Sin embargo, la falta de hallazgos significativos en los pozos recientes de la zona moderó las proyecciones.
Hay que marcar que el offshore requiere inversiones de riesgo extremo y largo plazo, los recursos no convencionales ofrecen retornos más inmediatos y previsibles. La industria energética parece priorizar hoy proyectos con menores costos de extracción y menor incertidumbre.
El primer antecedente negativo fue Argerich, que significó la gran apuesta de Equinor en Argentina. El pozo en el bloque CAN 100 no presentó indicios claros de hidrocarburos, pero sirvió para que la operadora recolectara información valiosa para los próximos proyectos.
“El pozo EQN.MC.A.x-1 en el bloque CAN_100 fue completado de forma segura. Si bien se ha podido confirmar el modelo geológico, no se han encontrado indicios claros de hidrocarburos, por lo cual el pozo ha sido clasificado como seco”, destacaron desde la compañía.
Otro antecedente negativo
También hay que sumarle que tras casi siete años de trámites administrativos, licitaciones internacionales y prórrogas técnicas, Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea decidieron devolver el área MLO 114, luego de que las propias empresas desistieran de avanzar hacia la siguiente fase del proceso exploratorio.
Existe en Argentina un tributo que los propios especialistas impositivos describen como nocivo, que encarece productos y servicios, que inmoviliza capital de trabajo y que, pese a todo, las provincias siguen aumentando año tras año. Se llama Impuesto sobre los Ingresos Brutos y, por undécima edición consecutiva, lidera la Encuesta Anual de Impuestos de KPMG Argentina.
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La undécima edición del estudio, publicada hace unos días, recogió las respuestas de más de 80 CEOs y especialistas impositivos de empresas medianas y grandes de diversos sectores productivos y de servicios del país. Los resultados retratan un sistema tributario que presiona, desalienta y genera saldos a favor que nadie devuelve a tiempo.
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Ingresos Brutos: 60,81% de los votos, y en alza
El 60,81% de los encuestados identificó al Impuesto sobre los Ingresos Brutos como el tributo que más encarece de manera determinante los precios de los productos y servicios de sus empresas. El segundo lugar lo ocupó el IVA, con el 12,16%.
El dato es más significativo aún al compararlo con la edición anterior: el año pasado, ese porcentaje era del 54%. En doce meses, la percepción sobre el impacto de Ingresos Brutos creció más de 6 puntos porcentuales.
Fernando Quiroga Lafargue, socio de Impuestos Corporativos de KPMG en Argentina y responsable de la encuesta, aseguró: «Una vez más Ingresos Brutos lidera la lista de los que encarecen de manera determinante los precios de productos y servicios. La brecha que saca este gravamen por sobre los demás es muy elocuente. Este año superó el 60% contra un 54% del año pasado”.
«Es bastante improbable el éxito de una reforma fiscal profunda, que haga foco en la productividad y en el desarrollo, sin apuntar a una readecuación de este gravamen y a moderar fuertemente la superposición de regímenes de recaudación provinciales», agregó.
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A contramano
La paradoja central que revela el informe es esta: casi el 30% de los encuestados advirtió incrementos de alícuotas de Ingresos Brutos durante 2025. Las jurisdicciones más mencionadas por esas subas fueron, en ese orden, Ciudad de Buenos Aires, Provincia de Buenos Aires y Santa Fe.
El informe lo señala sin eufemismos: aun siendo el tributo mayormente identificado como nocivo para la actividad económica en las últimas ediciones de la encuesta, las autoridades fiscales provinciales siguieron fijando nuevos aumentos.
La Provincia de Buenos Aires conserva, por amplio margen, el liderazgo como la jurisdicción de mayor presión fiscal del país. En segundo lugar se ubica Misiones, seguida por la Ciudad de Buenos Aires en tercero. Córdoba escala al cuarto puesto —desde el quinto del año anterior— y Tucumán cae al quinto.
El informe señala que Misiones y Tucumán son además las provincias más votadas entre las que, por su accionar fiscal, terminan incidiendo en una oferta más restringida de bienes y servicios para sus propios residentes.
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Capital inmovilizado
Uno de los datos más elocuentes del informe refiere al funcionamiento de la estructura recaudatoria. Solo el 16% de los consultados manifestó no poseer saldos a favor de Ingresos Brutos por impuesto pagado en exceso como consecuencia de la proliferación de regímenes de retención provinciales.
Dicho de otro modo: el 83,78% de las empresas acumula saldos a favor de diversa magnitud. Ese porcentaje representa un incremento de 2 puntos respecto al año anterior y de 4 puntos respecto a 2023. La generalización de esta inmovilización financiera es, en palabras del propio informe, «altamente perjudicial» para la actividad empresaria.
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El freno a la inversión
El impacto sobre las decisiones de inversión es contundente. La encuesta revela que en la opinión mayoritaria del 96% de los encuestados, el marco fiscal argentino los obligó a desinvertir o, en el mejor de los casos, a mantener las inversiones ya realizadas sin posibilidad de expansión.Solo el 4% manifestó haber desarrollado algún plan de expansión en inversión durante 2025. Ese porcentaje muestra una caída de casi 3 puntos respecto a 2024, año en que quienes reportaban expansión en sus negocios alcanzaban el 7%.De cara a 2026, el panorama no mejora significativamente: el 81,16% sostuvo que mantendrá sus planes de inversión, mientras que apenas el 8,70% los aumentará. Este último dato marca una caída pronunciada: el año pasado, quienes proyectaban aumentar inversiones eran el 17,89%, prácticamente el doble.
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Perspectivas 2026
El 57,97% de los encuestados estima que la presión fiscal se mantendrá igual en 2026 respecto a 2025. Sin embargo, el informe advierte un dato preocupante: quienes anticipan una mayor presión fiscal en 2026 casi duplican el porcentaje de respuestas en igual sentido de la encuesta del año anterior. Las dudas sobre la viabilidad de una reforma fiscal y la voracidad recaudatoria provincial identificada a lo largo del estudio explican ese pesimismo creciente.
En materia de incentivos provinciales para la inversión, el panorama es desolador: el 88,41% de los encuestados no advirtió interés de las provincias en ofrecer incentivos impositivos para fomentar inversiones.
El porcentaje de quienes sí percibieron interés —11,59%— sube respecto al 7,37% del año pasado, pero sigue sin alterar la percepción dominante. }Las provincias mencionadas positivamente fueron aquellas que adhirieron al RIGI y las vinculadas a la industria de energía y minería: Río Negro, Mendoza, Neuquén, Jujuy, Salta, Chubut y Córdoba.
En el mismo sentido, el 88,41% de los encuestados no advierte predisposición ni viabilidad en el ámbito provincial para avanzar en reformas de leyes de coparticipación y gravámenes provinciales, aun en el marco de una discusión de reforma tributaria nacional. El informe señala que este dato es «más que gráfico de los desafíos por delante que tendrá cualquier iniciativa de reforma tributaria integral».
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Qué cambios reclama el sector privado
Ante la pregunta sobre qué iniciativas fiscales facilitarían las decisiones de inversión, la respuesta es nítida: el replanteo del Impuesto sobre los Ingresos Brutos —con figuras que busquen mayor equidad y eficiencia— es la opción más votada por los encuestados. En segundo y tercer lugar aparecen, respectivamente, la consideración total del Impuesto a los Débitos y Créditos como pago a cuenta de otros gravámenes y la simplificación tributaria en sentido amplio.
La conclusión del informe es coherente con su diagnóstico: el sistema tributario argentino, tal como funciona hoy, no es neutral respecto a las decisiones de inversión. Es un factor activo de desaliento, y la principal herramienta de ese desaliento tiene nombre propio.
Fuente: Encuesta Anual de Impuestos 2025–2026. Impacto de los impuestos en la actividad económica y en los negocios desde la visión de las empresas. KPMG Argentina, undécima edición.
El desarrollo de Vaca Muerta continúa posicionándose como uno de los principales motores energéticos de Argentina y un polo de atracción para inversiones internacionales. En el marco del Vaca Muerta Insights, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, destacó el potencial productivo del shale argentino y aseguró: «Hay que jugar en equipo. Es importante que el mundo nos vea consolidados. Estamos trabajando con (Federico) Sturzenegger para que los derechos de importación sean cero».
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El gobernador se refirió a tres pilares, conformados por el programa de becas -«tienen reconocimiento internacional La industria colaboró bastante»-; la infraestructura -«lo estamos logrando con fideicomisos»- y la formación de los recursos humanos -«trabajamos para que el empleo pueda ir hacia quienes más lo necesitan»-. En este punto, resaltó: «Primero el trabajo para los neuquinos, pero quien no se adapte y se forme va a quedar afuera porque es un país de libre tránsito».
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«Primero el trabajo para los neuquinos», dijo Figueroa.
Omar Novoa
Por otro lado, Figueroa anticipó: «Tenemos 51 concesiones otorgadas. Tenemos otras 100 áreas por licitar. El 19 de agosto vamos a salir a licitar. Hay interés en la industria. Fijamos reglas claras y brinda un horizonte para el inversor».
Novedades para el GNL
Figueroa destacó que se estaba analizando una «nueva normativa para el GNL. Estamos trabajando con YPF y vamos a enviarlo a la Legislatura. Tenemos pensado otorgar las áreas con determinados valores y si se puede desarrollar el GNL sumarle un valor adicional. Vamos por muy buen camino».
El mandatario subrayó que la provincia impulsa un esquema de políticas públicas orientadas a brindar estabilidad, seguridad jurídica y competitividad para atraer capitales de largo plazo. En ese marco, remarcó la importancia de las inversiones en infraestructura, exportaciones de energía y proyectos vinculados al gas natural licuado (GNL).
«Lo que tenemos pensado es el otorgamiento de las áreas con unos determinados valores hacia la provincia, y si se puede desarrollar al GNL otro valor adicional, porque en realidad cambian algunas reglas. Se separa todo y el GNL se produce a partir del metano, el metano tiene que tener un tratamiento específico. Estamos trabajando en los mínimos, en los máximos, que es todo un debate. Va por muy buen camino y va a ser aprobado por la ley», expresó al respecto.
– Rolando Figueroa hablo en la apertura del Vaca Muerta Insights 2026
[]https://www.youtube.com/watch?v=vSag15lNedo[/]
Hoja de ruta para Vaca Muerta
Hay que recordar que Figueroa participó en un panel de gobernadores durante la Argentina Week, donde destacó la necesidad de impulsar una Argentina productiva basada en el desarrollo energético. El mandatario sostuvo que las provincias están dispuestas a colaborar para que el país recupere crecimiento económico y fortalezca su perfil exportador. «Fue un evento sin precedentes en el que se despertó mucho interés», dijo.
«Todas las exposiciones tuvieron una asistencia plena, siempre quedaba gente afuera de los de los distintos lugares en donde se desarrollaban, pero además generaron toda una agenda bilateral. Creo que ahora es el momento que se nos ha dado toda una una sinergia entre los distintos actores de la gente de la industria, los estados, nacional, provincial, y de la manera en la cual hoy se va desarrollando todo un un dilema acerca de la energía en el mundo, que a nosotros nos posiciona en un lugar preferencial, en una zona libre de conflicto», sostuvo.
En su gira por Estados Unidos, Figueroa explicó que el potencial de Vaca Muerta es una condición necesaria para el desarrollo energético, pero no suficiente por sí sola. Señaló que el crecimiento del sector depende también del compromiso de las empresas y de políticas de Estado que brinden previsibilidad y seguridad a los inversores interesados en proyectos de largo plazo.
En ese sentido, el gobernador sostuvo que la estabilidad macroeconómica resulta fundamental para que se concreten inversiones. Remarcó que políticas fiscales, monetarias y comerciales consistentes permiten crear condiciones favorables para el desarrollo de proyectos energéticos de gran escala y para potenciar la competitividad del sector.
Además, destacó la relevancia de herramientas como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, que consideró clave para acelerar decisiones de inversión en el corto plazo. También planteó que, en el mediano plazo, el país debe consolidar proyectos vinculados al GNL que permitan ampliar las exportaciones energéticas.
«El objetivo nuestro es que el neuquino viva mejor, y para eso tienen que pasar muchas cosas, y por supuesto que tiene le tiene que ir bien a toda la industria. Teniendo muy en claro que Vaca Muerta es solo una roca. Eso lo marco mucho, porque seguramente todos los que están presentes y la gente que que nos mira desde otro lugar dice: «ustedes tienen Vaca Muerta», como si fuera la solución de todo, y en realidad es una condición necesaria la roca, pero no es una condición suficiente. Hay muchas otras cosas que hay que armar para que esa condición necesaria la podamos transformar con una serie de acciones en que terminen siendo suficientes», dijo.
«Para eso, nosotros tenemos que trabajar, lograr un trabajo importante de las empresas, que puedan armar un equipo entre sí, que exista la construcción de la sustentabilidad social, y para eso es fundamental de qué manera traccionan, sobre todo los estados provinciales y municipales, y también, por supuesto, es muy importante la tarea que realiza de acuerdo a a poder equilibrar la macro y determinadas acciones que son estímulos propios del Gobierno nacional», agregó.
Vaca Muerta Insights 2026 Rolando Figueroa (1)
«Tenemos 51 concesiones otorgadas. Tenemos otras 100 áreas por licitar», aseguró.
Omar Novoa
«Nosotros somos un país tomador de precio, y como tal, tenemos que ser muy competitivos, y para eso, es importante tomar todas las herramientas que tienen los gobiernos para poder propiciar ese desarrollo. La posibilidad de llevar la alícuota del impuesto a la renta, lo mismo que tiene los Estados Unidos, son acciones específicas que tomó el Estado nacional para que esto pueda pueda resultar viable», detalló.
«Estamos trabajando con el ministro Sturzenegger, para ver si podemos lograr que los derechos de importación de los bienes de capital sean cero. Necesitamos muchas inversiones para acelerar Vaca muerta, tenemos un tiempo para poder extraer todo lo de subsuelo y monetizarlo y lo tenemos que acelerar. La industria perdía 22 millones de dólares al año por atravesar Añelo y 50 millones de dólares al año por moverse por rutas no pavimentadas o por determinado problema. Hoy en día también hemos podido buscarle una solución a eso, con grandes inversiones por parte del Estado provincial, un Estado provincial ordenado que es fundamental no solo para la aplicación de recursos, sino también para calificar, para obtener el financiamiento en donde nos permita años de gracia en esta zona donde todavía no elevan las regalías y sí comenzar a pagar los préstamos cuando las regalías peguen el salto por allá en el 2030″, agregó el gobernador.
Inversiones, competitividad y desarrollo regional
Según Figueroa, factores como la paz social, la seguridad jurídica y el trabajo coordinado entre sector público y privado contribuyen a posicionar a la provincia como un destino confiable.
Asimismo, destacó el trabajo conjunto con la provincia de Río Negro para impulsar infraestructura que permita exportar petróleo y gas a través de puertos patagónicos. Esta estrategia apunta a consolidar una nueva etapa para la industria energética argentina, con mayor integración productiva y acceso a mercados internacionales.
«Lo importante es que ahora con la industria pudimos desarrollar una forma de financiamiento muy innovador, en donde la industria está invirtiendo previamente. Por supuesto que son fondos de la provincia, porque son anticipos de regalía, los vamos a devolver cuando se se genere este incremental», dijo.
Houston, Texas. Enviado especial. El CEO global de Chevron, Mike Wirth, eligió el evento energético más importante del planeta para respaldar el rumbo económico de Argentina. Durante su presentación en CERAWeek by S&P Global, en Houston, el ejecutivo destacó la gestión de Javier Milei y el rumbo político para el desarrollo masivo de Vaca Muerta.
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En diálogo con Daniel Yergin, vicepresidente de S&P Global, historiador económico y consultor estadounidense en los sectores energético y económico, el directo consideró que «La geología es excelente. El problema histórico de Argentina habitó sobre la superficie: el entorno de inversión». Y detalló que las rigideces laborales y las restricciones para importar equipos o exportar crudo frenaron durante años el verdadero potencial de la formación no convencional.
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Sin embargo, el ejecutivo marcó un punto de inflexión definitivo con la actual administración nacional. «Con el presidente Milei esos obstáculos se abordan de manera sistemática y notamos avances reales«, subrayó el CEO. Yergin validó de inmediato esa lectura analítica y concluyó ante la audiencia que el atractivo de Vaca Muerta para la inversión extranjera comienza a mejorar.
«Estamos muy conformes con la geología y esperamos que, con estas mejoras en el entorno, la producción del país continúe creciendo», respondió el CEO de Chevron.
Destacó la excelencia geológica de la cuenca neuquina y valoró la mejora concreta en el clima de negocios que impulsa el gobierno nacional.
Sinergia tecnológica con el Permian
Más allá del análisis sobre la política macroeconómica, Chevron acelera su eficiencia operativa en el upstream. Wirth confirmó la reestructuración de todos sus activos de shale bajo una única organización global. Esta decisión corporativa permite transferir tecnología, personal y experiencia de manera ágil entre distintas cuencas no convencionales.
La compañía aplica en la actualidad químicos avanzados para optimizar la recuperación de hidrocarburos. Estas técnicas, ya probadas con éxito en el Permian basin estadounidense, desembarcan ahora en otros bloques del portfolio. Wirth anticipó que estas transferencias tecnológicas reducen costos y elevan la productividad en operaciones clave como Loma Campana, el core hub que la firma desarrolla junto a YPF.
Días atrás, tras una serie de reuniones con inversores internacionales durante el evento Argentina Week, realizado en Nueva York, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, aseguró que la petrolera estadounidense Chevron «nunca había garantizado en ningún lugar del mundo inversiones y las garantizó para la provincia del Neuquén».
A medida que se expande la actividad en Vaca Muerta, crece el interés de empresas con trayectoria en otras industrias por ingresar al no convencional. Entre ellas, Micronor SRL apuesta a consolidarse con servicios de ingeniería y especialización técnica.
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Con base en Santiago del Estero y más de dos décadas de trayectoria, la firma llegó a Neuquén en 2024 con un objetivo claro: insertarse en la cadena de valor del shale.
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“Micronor tiene 25 años en el mercado. Hacemos ingeniería, apuntando a la energía y a la minería”, explicó su CEO, Carlos Isa, en comunicación con +e durante el evento Vaca Muerta Insights 2026.
Entrevista Carlos Isa – CEO de Micronor
La empresa construyó su perfil técnico en proyectos vinculados a minería, energías renovables y servicios industriales en el norte del país, un know-how que ahora busca trasladar al desarrollo petrolero.
“Cuando llegamos en octubre de 2024 nos encontramos con un contexto de cambio de gobierno y movimientos económicos. Vimos muchas empresas que llegaron a Añelo y otras que se fueron, pero nuestra premisa es venir para quedarnos. Estamos instalados y tenemos nuestra base operativa”, señaló Isa a este medio.
Especialización como puerta de entrada
En ese esquema, Micronor busca posicionarse desde un área técnica concreta: la protección catódica, un segmento crítico para la integridad de ductos e instalaciones.
“Somos especialistas a nivel internacional en protección catódica, con certificación ASTM. Hemos recorrido el país desde Tierra del Fuego hasta Jujuy, trabajando en centrales térmicas y gasoductos. Nos hemos dedicado a la protección del petróleo y del gas”, afirmó.
La certificación internacional también actúa como diferencial competitivo en un mercado donde los estándares de seguridad son cada vez más estrictos. Además, la empresa desarrolló capacidades en sistemas de puesta a tierra, mediciones eléctricas, automatización industrial y soluciones vinculadas a la industria 4.0, incluyendo sensorización y monitoreo remoto.
De servicios puntuales a soluciones integrales
Más allá de esa especialización, la empresa plantea una estrategia de ampliación progresiva dentro del negocio energético, ofreciendo servicios que cubren distintas etapas de los proyectos. “Tenemos servicios que van desde el movimiento de suelo hasta entregar una planta llave en mano. Hacemos la ingeniería del suelo, con laboratorios propios. En 25 años tuvimos que adaptarnos y eso nos permitió diversificarnos”, explicó el directivo de la firma.
Asimismo, la compañía cuenta con desarrollos en el área de ingeniería electrónica, como la fabricación de GPU (arrancadores para aeronaves), con certificaciones internacionales que incluso le permitieron cotizar proyectos para la Antártida. «Estamos asociados con la firma Enercraft. Somos la única empresa en el mundo que provee ese tipo de arrancadores para esa zona», indicó.
Estrategia y proyección en Vaca Muerta
Lejos de concentrar toda su operación en Neuquén, la compañía mantiene una lógica federal, con base en el norte argentino para proyectos mineros y presencia en Vaca Muerta para el segmento oil & gas.
“En Santiago del Estero tenemos una posición estratégica para la minería en desarrollos en Catamarca y Jujuy. Vaca Muerta hoy es Añelo y venimos para quedarnos. No desarmamos un negocio para armar otro, sino que nos instalamos en otra región”, sostuvo.
HOUSTON, EE.UU. Enviado especial. En el marco de su plan de salida de los activos convencionales, YPF tiene la mira puesta en el mercado vecino para terminar de desprenderse de sus participaciones en la cuenca del Noroeste. El presidente y CEO de la petrolera, Horacio Marín, confirmó que la compañía viajó a Brasil con el objetivo de armar una licitación dirigida específicamente a empresas petroleras brasileñas de tamaño mediano y chico.
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La justificación de esta estrategia cruzando la frontera radica en el know-how adquirido por las operadoras independientes de ese país. Según detalló el máximo directivo de YPF, estas compañías llevan una ventaja de unos cuatro o cinco años de adelanto tecnológico y operativo en el manejo de yacimientos maduros.
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El paquete de activos que la petrolera busca ceder se concentra en la provincia de Salta. Puntualmente, la intención es vender su participación en los importantes yacimientos gasíferos Aguaragüe, Ramos y Acambuco, áreas en las que hoy son socios de PAE y Tecpetrol.
Desde YPF apuestan a que estas empresas brasileñas tengan apetito por quedarse con esos bloques para aprovechar directamente el negocio de la exportación regional de gas hacia Brasil.
El tramo final en Neuquén y Río Negro
El desprendimiento de las áreas del Norte forma parte de la recta final del abandono del portfolio convencional. Marín señaló que la compañía ya terminó de salir de todas las áreas maduras de la Patagonia y se encuentra en la etapa de cierre del proceso en Río Negro. En esta provincia, la empresa avanza para entregar a la Provincia de Río Negro su participación en el yacimiento Agua Salada donde se encuentra asociada a la operadora Tecpetrol.
En lo que respecta a la Cuenca Neuquina, el proceso también transita sus últimos pasos, aunque con algunos desafíos técnicos y comerciales. El directivo reconoció que aún les queda Puesto Hernández, un área en Neuquén que resulta «compleja para salir».
HOUSTON, Enviado especial. – En un firme llamado a potenciar la llegada de capitales internacionales, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, anunció este martes ante inversores en Estados Unidos que el próximo 19 de agosto comenzará el proceso de licitación de 15 nuevas áreas con potencial no convencional en Vaca Muerta.
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Durante su presentación, el mandatario provincial destacó la necesidad de aprovechar el tiempo acotado para monetizar los recursos del subsuelo y presentó un paquete de incentivos fiscales y garantías jurídicas diseñados para consolidar a la cuenca neuquina como un polo exportador de clase mundial, con especial foco en el Gas Natural Licuado (GNL).
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Ante la consulta específica sobre la entrega de nuevas concesiones, Figueroa detalló la estrategia que llevará adelante la provincia para acelerar la actividad. Las licitaciones, que estarán a cargo de la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), comprenderán una quincena de bloques de gran envergadura orientados exclusivamente al desarrollo de los recursos no convencionales de la formación.
El foco puesto en el GNL
Para asegurar el éxito de esta nueva etapa enfocada en la exportación de GNL, el gobernador adelantó que Neuquén está diseñando un esquema legal y tributario altamente competitivo frente a otros mercados globales. En ese sentido, confirmó que se aplicará una alícuota diferencial para las regalías del GNL, y remarcó que en la provincia ya representan menos de la mitad de lo que se tributa en Estados Unidos.
Además, anticipó que se busca establecer una tasa aún más baja específicamente para el metano y que no se cobrará el impuesto a los Ingresos Brutos sobre el gas antes de que se produzca el GNL, eliminando así trabas impositivas en la cadena de valor. A esto se suma la garantía de que las exportaciones estarán gravadas a tasa cero.
Más allá de los incentivos fiscales, Figueroa hizo hincapié en el cambio de paradigma de la región, que pasó «de la escasez a la abundancia», impulsado por un trabajo conjunto y alineado con el gobierno nacional.
El impacto del RIGI
El gobernador valoró la reciente sanción de normativas clave, como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y la nueva ley de hidrocarburos, en cuya redacción Neuquén tuvo una participación directa. «Hemos podido conformar una seguridad jurídica, que hoy es un capital intangible muy valorado por los inversores. Además, ofrecemos una zona libre de conflictos, con paz social y licencia para operar», subrayó el mandatario.
Para cerrar su exposición, el gobernador celebró el desembarco de nuevos jugadores internacionales, y destacó el caso de la petrolera estadounidense Continental, que sale por primera vez de su país de origen para invertir directamente en la provincia. Según Figueroa, este hito generará un círculo virtuoso que atraerá a más empresas de servicios y fomentará la competitividad del sector. Ademas, remarcó la urgencia de traccionar inversiones hacia el segmento midstream para desarrollar la infraestructura de transporte e instalaciones necesarias que permitan incrementar significativamente el volumen de exportaciones de Vaca Muerta.
HOUSTON, enviado especial.- En el marco de la cumbre energética CERAWeek by S&P, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, trazó la hoja de ruta que la compañía está ejecutando en el upstream para anticiparse a la inauguración del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS). Lejos de prometer saltos de producción mágicos, el ejecutivo detalló una agresiva pero calculada campaña de perforación y celebró el fuerte espaldarazo público que recibió el país por parte de la cúpula de Chevron.
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Consultado por Más E sobre las recientes declaraciones del CEO de Chevron, Mike Wirth, quien destacó el nuevo marco político argentino y el potencial del shale neuquino, Marín no ocultó su satisfacción. «Me parece buenísimo. Me agrada que CEOs de su envergadura lo digan porque hace más masivo algo que nosotros ya sabemos. Se va consolidando Argentina como un país proveedor de energía y se confirma que las reglas y la dirección económica son las correctas para invertir», afirmó.
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Los «números verduleros» del presidente de YPF
Marín explicó que el sistema petrolero argentino tiene tiempos físicos que respetar y que un salto de escala en bloques insignia como Loma Campana depende de la infraestructura de evacuación y no tanto de las oscilaciones coyunturales del precio del crudo. «Nadie en Argentina puede decir de un día para otro ‘voy a poner un millón de barriles’. Es un sistema lento, se necesita el Vaca Muerta Sur», explicó, al diferenciar la realidad local de la capacidad de producción ociosa que manejan gigantes como Arabia Saudita o Emiratos Árabes.
Tanques VMOS Punta Colorada (2)
Para garantizar que el VMOS tenga el crudo necesario cuando entre en operaciones, YPF ya puso en marcha un incremento escalonado de su flota de torres de perforación. La compañía ya levantó un rig adicional, y pasó de 12 a 13 equipos operativos en la cuenca.
Se proyecta la entrada de nuevos equipos en julio, agosto y diciembre, con lo cual sumará entre 4 y 5 perforadores totales durante este año. La idea es alcanzar los 250.000 barriles diarios (o más) para diciembre.
Para graficar la magnitud del esfuerzo, Marín recurrió a lo que denominó «números verduleros»: «La producción actual decae naturalmente unos 60.000 barriles para diciembre. Si YPF no hiciera nada, bajaríamos de 200.000 a 140.000 barriles. Estamos haciendo el esfuerzo de perforar para recuperar esos 60.000 y sumar 50.000 extras», precisó.
Eficiencia operativa y reducción de costos
El titular de YPF también destacó los avances «tranqueras adentro» y en la negociación con la cadena de valor. Tras señalar el año pasado que Vaca Muerta era un 35% más cara que el Permian estadounidense, Marín aseguró que el escenario comenzó a revertirse gracias al trabajo conjunto con las empresas de servicios especiales.
«Entendieron que la Argentina hoy es distinta. Logramos bajas de costos significativas que se van a ver en el costo del pozo a partir de este año», anticipó. Esta reducción de costos viene apalancada por una mejora sustancial en la eficiencia: la compañía logró bajar el ciclo de los pozos de 310 días (promedio en 2023) a 185 días en la actualidad.
Los resultados de la actividad de perforación están calibrados estratégicamente para coincidir con el inicio de operaciones del proyecto VMOS. Una vez que el caño esté listo, advirtió Marín, la actividad podría acelerarse aún más si los precios internacionales acompañan y generan un mayor flujo de caja.
El próximo hito de esta estrategia se cristalizará en abril del año que viene, cuando la cúpula de YPF viaje a Nueva York para presentar la actualización de su plan a largo plazo ante los inversores de Wall Street.
HOUSTON, TEXAS. Enviado especial. El conflicto en Medio Oriente y la reconfiguración del mapa energético global posicionan a Vaca Muerta ante una ventana de oportunidad inédita. Desde Houston, en el marco del CERAWeek by S&P Global, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, confirmó que la tensión geopolítica no solo ratifica el rumbo del megaproyecto Argentina LNG —que ENI y Adnoc—, sino que actúa como un catalizador para adelantar su expansión a 18 millones de toneladas anuales (MTPA).
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«Lo que pasó en la guerra acelera el GNL de Argentina de una forma que ustedes no se imaginan», aseguró Marín en diálogo con periodistas argentinos, y mencionó las interrupciones de suministro que sufrieron instalaciones clave de producción de gas natural licuado en Qatar y que impactaron de lleno en el abastecimiento europeo. Ante este escenario de incertidumbre en el hemisferio norte, Argentina se consolida como un proveedor seguro, alejado de los conflictos bélicos y con salida directa a dos océanos.
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El cuarto socio: una oportunidad, no una necesidad
Uno de los rumores más fuertes que circuló en los pasillos del CERAWeek fue la inminente incorporación de un cuarto «peso pesado» al consorcio, con nombres como Aramco o ExxonMobil que suenan en el sector. Sin embargo, Marín fue categórico al respecto. Si bien reconoció que existen conversaciones avanzadas, aclaró que el consorcio no está en una búsqueda desesperada de capital para arrancar. “Podemos hacerlo los tres solos”, sentenció.
Y agregó: “Si hay un cuarto socio se verá en el próximo tiempo. Es una oportunidad porque es un socio importante, si es que se da. Pero el proyecto con los tres socios va y va”.
El Project Finance más grande de la historia regional
La estructuración financiera del Argentina LNG no tiene precedentes en América Latina. Marín detalló la magnitud de los fondos necesarios y los plazos que maneja la petrolera de bandera para concretar la Decisión Final de Inversión (FID) hacia finales de este año.
Como está planteado hasta el momentos, con los tres socios, el proyecto prevé la instalación de dos buques licuefactores en la costa rionegrina con una inversión global de USD 30.000 millones, divididos en USD 20.000 millones para el midstream y downstream (infraestructura de tratamiento y transporte de gas y buques), y USD 10.000 millones para el upstream, es decir el desarrollo de yacimientos gasíferos de Vaca Muerta.
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Los gobernadores de Neuquén y Río Negro, Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck, se reunieron en Houston con el presidente de YPF Horacio Marín y los directivos de ENI, Claudio Descalzi y Guido Brusco.
Para la etapa de infraestructura, el consorcio saldrá a buscar en el mercado un Project Finance por el 70% del valor, lo que representa entre USD 14.000 y USD 15.500 millones.
Las negociaciones, asesoradas por el JPMorgan, incluyen a bancos de desarrollo (ECA) de los países compradores, lo que permitirá alargar los plazos de pago y reducir sustancialmente las tasas de interés.
Transparencia, contratos y el rol del RIGI
Para cumplir con el agresivo cronograma, YPF espera tener listos los documentos mínimos del financiamiento para fines de abril y avanzar con la homologación previa de las licitaciones, que incluyen la adjudicación de las obras de los gasoductos y los buques licuefactores, posiblemente a gigantes asiáticos como la coreana Samsung o la china Wison. Marín enfatizó la necesidad de un proceso transparente y sin «segundas vueltas» para cambiar la cultura de contrataciones.
En cuanto a la demanda, el foco está puesto en cerrar contratos de compra a largo plazo con países desarrollados de Europa y Asia, lo que minimiza el riesgo financiero. No obstante, la estrategia contempla dejar un 20% de la producción para el mercado spot.
El presidente de YPF también dejó un mensaje claro sobre el marco regulatorio indispensable para que los capitales desembarquen en las costas patagónicas: «Sin RIGI, no hay LNG».
