Autor: Más Energía

Vaca Muerta atraviesa una etapa de crecimiento sostenido, impulsada por mayores inversiones, expansión de infraestructura y mejoras en productividad. La industria se prepara para un salto exportador que exige mayor competitividad, sin descuidar la eficiencia en cada proyecto y en cada etapa del desarrollo.

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La agenda de las operadoras combina expansión, control de costos y adopción tecnológica. La necesidad de producir más con menos recursos impulsa cambios en los sistemas de perforación y fractura. En esa ecuación, el uso de bombas alimentadas con gas aparece como una de las principales apuestas para reducir gastos y mejorar el desempeño operativo.

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En diálogo con +e, Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, explicó que la industria se encuentra en una etapa de maduración. “Ya no se trata solo de sumar equipos, sino de entender cómo se usan y cómo impactan en los costos”, subrayó.

El especialista destacó que las áreas de fractura concentran el mayor consumo de combustible dentro de las operaciones. Por eso, el reemplazo progresivo del diésel por gas se convirtió en una prioridad, por lo que el foco está puesto en aprovechar un recurso abundante para mejorar la rentabilidad y reducir la dependencia externa.

De los equipos dual fuel al gas puro

“Todo lo que es la gasificación del equipamiento, tanto en fractura como en perforación, viene de la mano de preparar los motores para usar gas. En fractura es donde más diésel se consume, y ahí es donde más impacto tiene el reemplazo por gas”, afirmó Fucello.

El también presidente de la Fundación Contactos Energéticos recordó que este proceso comenzó hace varios años en Estados Unidos, con equipos dual fuel que combinaban gas y diésel. “Arrancaron con sistemas que usaban entre un 30% y un 70% de gas, y el resto diésel. Eso ya permitía bajar a la mitad el consumo tradicional”, detalló.

Sin embargo, esos equipos requerían inversiones adicionales. “Eran máquinas a diésel que había que reacondicionar con kits muy caros, y siempre estaba la discusión sobre quién asumía ese costo”, señaló. Con el tiempo, esa limitación impulsó el desarrollo de nuevas alternativas.

“Después apareció la idea de ir al 100% gas. Hubo pruebas con sets eléctricos, con turbinas, con distintas soluciones, pero muchas eran complejas, difíciles de mantener o poco flexibles para el trabajo diario en el campo”, destacó el especialista.

“Las turbinas, por ejemplo, tienen muchas ventajas, pero son muy sensibles. No pueden tomar partículas de aire, necesitan filtros especiales y solo algunos equipos pueden operarlas. Por eso su uso es limitado y no se masificó”, agregó.

Finalmente, comenzaron a consolidarse las bombas totalmente a gas, que permitió combinar simplicidad y eficiencia. “La bomba tiene la misma forma, el mismo tamaño y se opera igual. La única diferencia es que, en vez de cargarle diésel, le cargás gas. Eso soluciona muchos problemas”, afirmó.

Logística y abastecimiento

“Yo creo que el camino va por ahí. Las bombas cien por ciento a gas permiten mantener la misma dinámica de trabajo, sin cambiar procesos, sin reentrenar equipos, y con un ahorro importante. Por eso se están empezando a imponer en la terminación de pozos”, consideró.

El principal desafío ahora es el suministro. Actualmente, el gas proviene mayormente de plantas de tratamiento y se transporta en camiones de GNC hasta las locaciones. “Son tanques gigantes que van y vienen, bajan la presión en el campo y alimentan los sets de fractura. Esa logística recién está empezando”, describió.

Fucello reconoció que todavía existen cuellos de botella en esa etapa. “No solo es mover los camiones, también es distribuir ese gas dentro de la locación. Todo eso se está ajustando y profesionalizando con el crecimiento de la actividad”, explicó.

A mediano plazo, el objetivo es avanzar hacia el uso directo del gas producido en los propios yacimientos. “La idea es aprovechar el gas del pozo cercano, tratarlo con plantas móviles y usarlo en el lugar. Eso ya funciona en Estados Unidos y acá va a pasar lo mismo”, anticipó.

“Un pasito más en eficiencia es poner plantas cerca, usar cañerías flexibles, mangueras especiales que lleven el gas directamente a la locación. Como todo se va moviendo, también se mueve el punto de consumo y de producción. Ahí está el máximo nivel de eficiencia”, añadió.

El próximo paso en Vaca Muerta

Según el reporte de la Fundación Contactos Energéticos hay un total de 15 sets de fractura en Argentina, de los cuales de los cuales son Dual Fuel. El informe destaca que Halliburton tiene 3 sets a base de Dual Fuel y Calfrac y Tenaris tiene uno cada uno. La compañía del Grupo Techint informó hace unos días que completó con éxito las dos primeras operaciones de fractura hidráulica alimentadas en más de un 80% con gas, mediante el uso de bombas con tecnología Dynamic Gas Blending (DGB).

Además, el resto de los equipos funcionan a diesel: Halliburton tiene dos, SLB tiene su flota de 4 sets, Calfrac tiene uno, Tenaris tiene uno y el único que posee SPI también funciona con este combustible.

El especialista sostuvo que este proceso no solo impacta en los costos, sino también en la competitividad externa. “Cuando bajás el consumo de diésel, bajás emisiones, bajás logística y ganás previsibilidad. Eso hoy pesa mucho en los mercados y en los proyectos de exportación”, afirmó.

“Utilizar gas del propio yacimiento, acondicionarlo en el lugar y transportarlo con cañerías flexibles es el objetivo final. Ese modelo permite trabajar con mayor autonomía, reducir riesgos y aprovechar al máximo los recursos disponibles en cada área”, aseguró Fucello.

YPF anunció que prevé desembolsar alrededor de 6.000 millones de dólares en 2026, en lo que se perfila como el mayor programa de inversión del país para el próximo año. El anuncio fue realizado este viernes por su presidente y CEO, Horacio Marín, durante la presentación de resultados 2025 ante inversores y analistas.

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Según detalló el ejecutivo, el 70% de los fondos estará destinado al desarrollo de shale en Vaca Muerta, con una meta de producción de 215.000 barriles diarios. El objetivo implica más que duplicar el nivel de diciembre de 2023, un incremento del 120%, y consolida el giro hacia el no convencional como núcleo del negocio.

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En términos financieros, la compañía proyecta alcanzar un EBITDA del orden de los 6.000 millones de dólares bajo un escenario de precios del crudo en torno a los 60 dólares por barril, lo que representaría una mejora cercana al 50% frente a 2023.

La hoja de ruta se inscribe en el denominado Plan 4×4, con el que la petrolera busca escalar producción, eficiencia y exportaciones. De esta manera, los proyectos en carpeta podrían habilitar ventas externas por más de 30.000 millones de dólares y generar más de 40.000 empleos en los próximos años.

«El 2026 será un año clave para la concreción y puesta en marcha de los principales proyectos exportadores del país y consolidar a YPF como un actor clave del sector energético a nivel internacional», explicaron desde la firma a través de un comunicado.

GNL y petróleo: los vectores de exportación

Uno de los ejes centrales es el proyecto Argentina LNG, encarado tras la firma de un acuerdo de desarrollo conjunto (JDA) con la italiana Eni y la emiratí XRG. La iniciativa contempla inversiones por unos 20.000 millones de dólares en infraestructura, a lo que se sumarían otros 10.000 millones para el desarrollo de bloques gasíferos en Vaca Muerta. En la sociedad, YPF tendrá el 35%.

Para este año, la compañía apunta a cerrar el financiamiento y lanzar las licitaciones de las primeras líneas de transporte asociadas al proyecto. En paralelo, avanza la iniciativa liderada por el consorcio Southern Energy, del que YPF forma parte, que incluye la construcción de un gasoducto y la firma de los primeros contratos de exportación en firme.

En petróleo, el foco también está puesto en el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), llamado a ampliar la capacidad de evacuación de crudo hacia la costa atlántica. Con un avance de obra del 54%, el proyecto prevé alcanzar una capacidad de transporte de 550.000 barriles diarios en 2027. A valores promedio de 65 dólares por barril, podría habilitar exportaciones adicionales por unos 13.000 millones de dólares anuales, según estimaciones difundidas por la compañía.

Formación para seguir creciendo

El salto en producción y en infraestructura de YPF requiere, además de capital, recursos humanos especializados. En ese marco, la empresa puso en marcha el Instituto Vaca Muerta, que ya registra más de 13.000 inscriptos en sus primeros cursos orientados a futuros trabajadores de la industria.

Marín remarcó que la capacitación y la seguridad operativa son pilares de la estrategia de expansión. En un sector con alta exigencia técnica y riesgos inherentes, la profesionalización de las cuadrillas y la estandarización de essos aparecen como variables críticas para sostener la curva de crecimiento proyectada.

Downstream: más procesamiento y modernización de tiendas

En el segmento de refinación, la compañía prevé finalizar las obras del proyecto NEC en la Refinería Luján de Cuyo y continuar con la optimización del sistema de refinerías, que alcanzó niveles récord de procesamiento de crudo.

A la par, avanza un rediseño integral de la red de estaciones de servicio, con cambios en la experiencia del cliente y el desarrollo de nuevas tiendas.

Los ingenieros industriales llevan la delantera; se estima que en marzo la demanda de empleo aumentará; se espera un pico de búsquedas para VMOS entre marzo y julio; y se busca cubrir posiciones con sueldos de hasta 7 millones bajo diagrama.

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Estas son apenas algunas de las definiciones que compartió Silvana Cimerilli, consultora senior de Randstad, en diálogo con +e.

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“Mucha de la demanda actual está vinculada al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur) en la zona de Sierra Grande y alrededores. Tienen proyectado un pico de contratación entre marzo y julio”, aseguró.

A continuación, la entrevista completa:

Periodista: Mucho se habla de la alta demanda de ingenieros, ¿cuáles son las especialidades más buscadas?

Hoy vemos una fuerte demanda de ingenieros industriales. En líneas generales, son perfiles que perciben mayores ventajas competitivas porque notamos que poseen un mejor dominio en la lectura y análisis de datos, un requisito que hoy atraviesa a casi todas las solicitudes. Cualquier candidato con capacidad para interpretar datos ya corre con ventaja.

Dicho esto, la demanda es alta para todas las ramas. El ingeniero civil, por ejemplo, es muy buscado para posiciones de jefe de obra; las empresas suelen ser muy estrictas con esa formación para dicho rol. No se trata solo de elegir una especialidad estratégica: hoy se necesita al ingeniero tradicional de campo para garantizar la operación, pero también vemos una demanda creciente en perfiles con conocimientos de gestión ambiental (licenciados en medioambiente) que dominen la evaluación de impacto, mediciones y huella de carbono.

Esto no es solo por cumplimiento regulatorio; las empresas que demuestran estándares ambientales claros acceden a mejores condiciones de inversión y créditos a tasas más convenientes.

P: El perfil del ingeniero industrial solía asociarse a los negocios, pero usted los menciona vinculados a los datos…

Es que es uno de los perfiles que mejor se adapta. Se ajusta muy bien a roles comerciales, que también están muy demandados. Hoy, sin importar la posición, si el candidato tiene habilidades de negociación y trato comercial, se valora muchísimo.
En cuanto a los datos y métricas, los ingenieros industriales vienen con una formación más sólida en ese aspecto y suelen estar más interiorizados, ya que muchos realizan luego especializaciones en analítica.

Habilidades no negociables: datos, SAP y automatización

P: ¿Cuáles son las habilidades digitales que hoy no son negociables?

Saber leer y usar datos. No significa necesariamente ser programador, pero sí entender la información porque hoy todo se mide, se proyecta y se analiza en función de eso. Es indispensable manejarKPIs, SAP y Power BI, por ejemplo.

Otra habilidad clave, al menos en el sector energético, es entender cómo funcionan los sistemas de automatización y monitoreo. Son herramientas fundamentales para planificar, controlar, generar reportes y, sobre todo, para tomar decisiones proyectadas a futuro.

Brecha digital y migración profesional en la región

P: ¿Han detectado una migración de profesionales de sectores tradicionales (administración o economía) hacia el análisis de datos aplicado a la industria del oil and gas?

Sí, lo notamos, pero la migración es mucho más lenta de lo que el mercado demanda. Siento que en la región la digitalización llega un poco más tarde que en Buenos Aires, Córdoba o Rosario.

Por eso, muchas veces para cubrir una posición técnica en la zona, lamentablemente hay que traer gente de otros puntos del país. Los profesionales locales —aunque esto está empezando a cambiar— todavía arrastran una brecha en formación digital. Quienes más están haciendo esta transición hacia los datos son, efectivamente, los perfiles de Administración y Economía, pero todavía falta mucho para cubrir la demanda existente.

Realidad del mercado: entre el desempleo coyuntural y la reactivación

P: Todos dicen que faltan ingenieros, pero también hay muchos que no logran insertarse. ¿Hay un techo con la edad o qué está pasando?

Te hablo por lo que vimos en los últimos 12 meses en la Patagonia, con foco en Neuquén y Río Negro. Si hubiéramos tenido esta charla hace un año, te diría que había pleno empleo. Sin embargo, tras la salida de YPF del convencional en Comodoro Rivadavia, hubo un incremento de ingenieros desvinculados. Eso se replicó en otras zonas convencionales.

Por eso, hoy hay ingenieros buscando trabajo, algo que no pasaba antes. Es un momento coyuntural del mercado, pero ya estamos viendo una reactivación fuerte. Enero y febrero fueron meses atípicos con muchísima demanda y creemos que en marzo aumentará. El año pasado, cuando decían «faltan ingenieros», a veces era porque el profesional disponible no tenía las competencias técnicas o digitales que mencionamos, y el empleador debía evaluar si estaba dispuesto a resignar esos requisitos para formarlo internamente.

Proyecto VMOS: el gran motor de empleo en Sierra Grande

P: Se viene una demanda muy fuerte entonces…

Somos cautos, pero hay indicadores claros. Mucha de la demanda actual está vinculada al proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur) en la zona de Sierra Grande y alrededores. Tienen proyectado un pico de contratación entre marzo y julio.

P: ¿Qué están buscando específicamente?

Estamos hablando con referentes de contratación y la lista de ingenieros y técnicos es larga, pero hay un requisito común y excluyente: la disponibilidad para trabajar bajo diagramas de 14×7 o 14×14.

Aquí es donde se vuelve complejo. El perfil existe, pero no siempre está dispuesto a trasladarse a Sierra Grande y dejar a su familia por ese esquema. A veces, aunque el beneficio económico sea alto, el estilo de vida no resulta atractivo para todos.

P: ¿De qué valores salariales hablamos para esos diagramas?

Para alguien que acepta un 14×7 o 14×14, los valores son muy altos. Estamos hablando de un piso de 7 millones de pesos brutos hacia arriba.
Aun así, hay candidatos que hoy resignan salario por «recuperar su vida»: prefieren trabajar de lunes a viernes y cenar en sus casas, aunque eso signifique ganar 3 o 4 millones menos. Es una tendencia que estamos empezando a notar.

Retención de talento y el futuro: energía, tecnología y sostenibilidad

P: ¿Cómo hacen las empresas locales para retener el talento frente a las grandes operadoras?

Nuestros clientes suelen ser empresas de servicios que compiten directamente con las operadoras. Es difícil competir solo por salario. Hay que reforzar otras cuestiones: conocer las bandas de la competencia, ofrecer bonos por performance o anuales y, fundamentalmente, flexibilizar el esquema de trabajo cuando sea posible. El candidato valora mucho la estabilidad y el tener un plan de carrera claro; eso suele hacer la diferencia.

P: Para quienes están dando sus primeros pasos, ¿qué disciplinas serán determinantes?

Nadie lee el futuro, pero el camino está en la tríada: Energía, Tecnología y Sostenibilidad. A esto le sumaría la Logística, que está tomando una fuerza impresionante en la región.

Más allá de la especialidad, mi consejo es no pensarlo solo como una «moda»; debe haber vocación. Pero lo más importante hoy en el mercado laboral es el desarrollo de las habilidades blandas.

La capacidad de adaptación al cambio es la habilidad más valorada. Tener esa curiosidad de no terminar nunca de aprender también es vital. Muchas veces, un candidato con menos experiencia gana una posición simplemente porque demostró más ganas y mejor actitud.

YPF presentó los resultados del segundo año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4 con un EBITDA ajustado (la rentabilidad limpia) de 5.000 millones de dólares, el más alto de los últimos 10 años.

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«El foco puesto en Vaca Muerta, la búsqueda de eficiencias y el manejo activo del portafolio permitieron a YPF alcanzar resultados operativos y financieros récord en un contexto de caída de precios internacionales», informó la compañía a través de un comunicado.

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Durante 2025, las inversiones alcanzaron los 4.477 millones de dólares en 2025 de los cuales el 72% se destinó al no convencional, principalmente en Vaca Muerta.

Aumentó la producción de YPF en Vaca Muerta

La producción shale promedió los 165.000 barriles diarios un crecimiento del 35% interanual. En diciembre, la producción alcanzó los 204 mil barriles día, un 43% superior a 2024 superando el objetivo previsto para fin de año.

Actualmente, el shale oil representa el 70% del total de la producción de petróleo de la compañía y permite compensar los efectos de la salida de los campos maduros. En ese sentido, la estrategia que combina el aumento de la producción shale y la salida de los campos maduros permitió reducir el costo unitario de extracción un 44% en el cuarto trimestre de 2025 frente al mismo período del año anterior.

Las reservas de shale P1 de Vaca Muerta fueron de 1.128 millones de barriles equivalentes en 2025, un crecimiento del 32% interanual. Hoy representan el 88% del total de reservas de la compañía. La tasa de reemplazo de reservas es de 3,2x, lo que implica que las reservas crezcan más del triple de lo que se extrajo en el año.

Mejoró la venta de combustibles

En el segmento del Downstream, en 2025 las ventas de combustibles crecieron un 3% respecto al año anterior y las refinerías alcanzaron niveles récord de procesamiento en el último trimestre mejorando sustancialmente sus márgenes.

La compañía avanzó en la transformación tecnológica que permitió mejorar la eficiencia de sus operaciones. En el último año, YPF inauguró siete Real Time Intelligent Centers (RTICs) en sus operaciones que permiten optimizar la toma de decisiones.

Venta de activos

YPF profundizó su estrategia de manejo activo de su portfolio con la venta de activos no estratégicos – como la subsidiaria Profertil y el yacimiento convencional Manantiales Behr – por una suma total de más de 1.000 millones de dólares. Asimismo, en enero de 2026, se firmó un acuerdo de intercambio de activos con Pluspetrol para adquirir el 50% adicional de tres áreas estratégicas para el desarrollo del proyecto Argentina LNG: Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, además de sumar participación en los yacimientos Bandurria Sur y Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte.

En relación con el proyecto Argentina LNG, en febrero de 2026, YPF, ENI y XRG firmaron el Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA), de carácter vinculante, para iniciar el desarrollo de un proyecto integrado de GNL de una capacidad de 12 MTPA.

Adicionalmente, en noviembre 2025, YPF se adhirió al plan de facilidades de pago establecido por ARCA para saldar deudas relacionadas con la actualización de quebrantos del impuesto a las ganancias, con impacto en el resultado neto contable de 2025, pero sin generar prácticamente impacto en el flujo de caja del año.

Finalmente, en el plano financiero, YPF obtuvo financiamiento por 3.700 millones de dólares mostrando su capacidad para financiar el ambicioso plan de inversiones en Vaca Muerta