Autor: Más Energía

  • Vicuña acelera: duplicará inversión y apunta a producir cobre en 2030

    Vicuña acelera: duplicará inversión y apunta a producir cobre en 2030

    En lo alto de la cordillera andina, a más de 4.200 metros sobre el nivel del mar, el Distrito Vicuña emerge como una de las apuestas de producción de cobre más estratégicas del planeta. La joint venture Vicuña Corp., integrada al 50% por la australiana BHP —la mayor minera del mundo— y la canadiense Lundin Mining, evalúa duplicar su inversión en Argentina durante 2026 hasta alcanzar cerca de US$800 millones.

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    Esta cifra representaría un salto significativo respecto de los casi US$400 millones ejecutados en 2025, según confirmó a Reuters Caterina Dzugala, directora de Comunicaciones de la compañía, en declaraciones realizadas durante una visita al campamento Batidero, base operativa en la provincia de San Juan.

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    Un salto agresivo en 2026

    La hoja de ruta financiera marca una aceleración clara. En 2025, Vicuña destinó US$390-400 millones a actividades de pre-construcción, exploración avanzada y estudios integrados. Para 2026, la proyección oficial apunta a duplicar esa base y llegar a US$790-800 millones, según fuentes periodísticas especializadas. Este incremento posiciona al proyecto como uno de los mayores flujos de capital extranjero en el sector minero argentino actual.

    La empresa mantiene cautela respecto del capex total del distrito. Mientras Vicuña estima preliminarmente US$5.000 millones, autoridades provinciales y analistas del sector mencionan rangos que podrían escalar hasta US$15.000 millones en el desarrollo completo.

    La definición precisa llegará con la publicación del Informe Técnico Integrado, programado para el primer trimestre de 2026. Este documento unificará los avances de Filo del Sol y Josemaría en un solo plan operativo, optimizando infraestructura, logística y procesamiento.

    Un distrito de escala mundial

    El Distrito Vicuña integra dos depósitos de clase mundial: Josemaría y Filo del Sol, separados por apenas 10-11 km en la frontera argentino-chilena. Según la estimación de recursos minerales anunciada por Lundin Mining en mayo de 2025, el conjunto contiene 13 millones de toneladas métricas de cobre medido e indicado (M&I) y 25 millones de toneladas inferidas.

    A esto se suman volúmenes relevantes de oro y plata: reportes detallan hasta 32 millones de onzas de oro y 659 millones de onzas de plata en categorías combinadas.

    Estos números colocan al proyecto entre los diez principales recursos de cobre no desarrollados del mundo, con núcleos de alto grado que destacan por su ley y contenido metálico.

    La configuración permite una operación integrada: el mineral se procesará en una planta central ubicada en Josemaría, con capacidad proyectada de 175.000 toneladas por día y una vida útil estimada de 25 años.

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    A más de 4.200 msnm, el campamento Batidero late como base operativa del Distrito Vicuña: corazón logístico del futuro gigante del cobre argentino.

    Desafíos operativos en el “techo” de los Andes

    Ubicado entre 4.200 y 5.350 metros de altura, el proyecto enfrenta condiciones extremas: baja presión de oxígeno, variaciones climáticas drásticas y exigencias médicas estrictas para el personal y visitantes.

    La construcción de caminos, líneas de transmisión eléctrica y facilidades logísticas en alta montaña representa un reto técnico y financiero de primer orden. Un debate clave gira en torno a la distribución de responsabilidades entre el Estado y las empresas en materia de infraestructura de acceso y energía.

    Protagonismo en el cobre global

    Argentina no produce cobre desde el cierre de Alumbrera en 2018. En un contexto de alerta mundial por posible escasez de oferta —impulsada por la electrificación masiva y la transición energética—, proyectos como Vicuña resultan estratégicos.

    La compañía ya solicitó su ingreso al RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones), instrumento lanzado por la administración de Javier Milei que otorga estabilidad jurídica, incentivos tributarios y predictibilidad cambiaria para iniciativas exportadoras de gran escala.

    Con más de 1.000 personas trabajando actualmente y más de 300 proveedores locales involucrados, Vicuña no solo promete generar empleo y desarrollo regional en San Juan, sino también reposicionar a Argentina como actor relevante en el suministro de cobre —mineral crítico para cables, baterías, vehículos eléctricos y energías renovables—.

    El Informe Técnico Integrado que se espera en las próximas semanas será decisivo: definirá reservas, leyes, layout de planta y cronograma definitivo. Mientras tanto, la duplicación de la inversión en 2026 confirma que Vicuña avanza con decisión hacia su meta de producción en 2030, en lo que podría convertirse en la mayor inversión minera privada de la historia argentina reciente.

  • Reforma laboral en Vaca Muerta: AmCham y gremios en tensión

    Reforma laboral en Vaca Muerta: AmCham y gremios en tensión

    El oficialismo libertario logró aprobar en el Senado esta madrugada el proyecto de ley reforma laboral. Mientras el debate aún estaba desarrollándose, la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham) expresó una postura firme sobre la necesidad de reformar el marco legal vigente.

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    La entidad considera que Argentina mantiene estructuras laborales diseñadas para los años ’70, las cuales no se adaptan a un mundo que cambió por completo. Según AmCham, el resultado de este desfase normativo es evidente: el empleo formal permanece estancado hace décadas y casi la mitad de los trabajadores operan en la informalidad.

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    Para la cámara empresarial, la propuesta oficial representa un avance hacia la dirección correcta al incentivar la revisión de las relaciones entre empleadores y colaboradores, reducir la litigiosidad y aportar previsibilidad.

    “Modernizar no es quitar derechos”, sostuvo la organización, enfatizando que el objetivo radica en generar incentivos para nuevas contrataciones y abrir oportunidades para las nuevas generaciones en un entorno de desarrollo federal.

    Desde la industria energética y Vaca Muerta, los principales líderes también respaldan la urgencia de estos cambios para asegurar inversiones a largo plazo. Incluso hay quienes vinculan la modernización laboral directamente con la productividad necesaria para competir con el shale estadounidense.

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    Resistencia sindical en las cuencas petroleras

    A pesar del optimismo corporativo, los gremios del sector hidrocarburífero mantienen una alerta máxima. Durante las últimas semanas, se escucharon voces en contra de la reforma que espera Diputados. La Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio) rechazó la reforma de manera absoluta, calificándola como un “grave atraso” que atenta contra las vacaciones, las indemnizaciones y la negociación colectiva. Mario Lavia, secretario general de la federación, ratificó su respaldo a las medidas que determine la CGT en defensa del trabajo.

    Por su parte, Marcelo Rucci, titular del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, ya había dejado clara su posición durante el acto de asunción de su nuevo mandato al decir que no apoyarían ninguna flexibilización que afecte la dignidad del trabajador. «Vaca Muerta es posible con los trabajadores adentro», sentenció el dirigente, quien subrayó que el sacrificio de jornadas de 12 horas y la ausencia familiar deben respetarse.

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    “Lo que queremos escuchar es que a nuestros compañeros no se les van a sacar derechos porque Vaca Muerta es posible con los trabajadores adentro», dijo Rucci durante el acto de asunción de su nuevo mandato.

    Puntos críticos del proyecto

    La normativa, que ya recibió el aval del Senado, introduce cambios técnicos profundos que redefinen la relación laboral en el país:

    • Período de prueba: Se extiende de 3 a 6 meses, permitiendo a las empresas evaluar con mayor rigor al personal antes de su incorporación definitiva.
    • Incentivos para Pymes: Las micro y pequeñas empresas podrán descontar hasta el 100% de las contribuciones patronales por 12 meses al contratar nuevos empleados.
    • Fondo de Asistencia Laboral (FAL): Propone un nuevo esquema para dar previsibilidad ante despidos, aunque sectores del Gobierno neuquino dudan de la aplicabilidad de los bancos de horas en la industria petrolera debido a los tiempos de traslado y la seguridad operativa.
    • Límites a la litigiosidad: Se establece un tope para el cálculo de intereses en juicios laborales basado en la actualización por IPC más una tasa del 3% anual.

    Mientras AmCham y referentes de la industria ven una oportunidad para integrar a la Argentina en cadenas globales de valor, los sindicatos alertan que la reforma busca disciplinar la protesta y debilitar los convenios colectivos. El debate final en la Cámara de Diputados determinará si prima la búsqueda de eficiencia o la defensa de la normativa actual.

  • Se consolida el megaproyecto Argentina LNG: YPF, Eni y XRG firmaron un acuerdo vinculante

    Se consolida el megaproyecto Argentina LNG: YPF, Eni y XRG firmaron un acuerdo vinculante

    En un paso decisivo para el desarrollo exportador del gas de Vaca Muerta, las compañías YPF, Eni y XRG formalizaron hoy la firma de un Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA, por sus siglas en inglés) para impulsar el proyecto Argentina LNG. Este acuerdo, de carácter vinculante, marca un hito hacia la Decisión Final de Inversión y posiciona a la Argentina en el mapa de los grandes exportadores globales de gas natural licuado.

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    De esta forma se ratificó la incorporación formal de XRG como socio fundador, sumándose al trabajo que ya venían realizando la petrolera argentina YPF y la italiana Eni. Según explicó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, la llegada de este nuevo jugador de «clase mundial» busca fortalecer la competitividad del proyecto a nivel global.

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    Por su parte, los representantes de Eni y XRG destacaron el potencial de Vaca Muerta como una fuente confiable y flexible de suministro para los mercados internacionales, resaltando el liderazgo tecnológico involucrado en la iniciativa.

    Hoja de ruta del megaproyecto Argentina LNG

    Con la firma del JDA, el consorcio inicia de inmediato una fase de trabajo intensivo que incluye la realización de la Ingeniería Básica (FEED), la estructuración técnica y el diseño de los esquemas de financiamiento y el avance en los frentes comerciales necesarios para garantizar la exportación.

    El diseño técnico de Argentina LNG prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA). Para lograrlo, se utilizarán dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con capacidad para procesar 6 MTPA. El proyecto está concebido como un sistema integral que abarca desde la producción en boca de pozo (upstream) hasta el transporte y la exportación final (midstream).

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    El cronograma establecido por los socios apunta a alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026. De cumplirse los plazos previstos, se espera que para el año 2030 el país esté exportando los primeros 12 MTPA, con una visión estratégica que contempla escalar la producción hasta los 18 MTPA en el futuro.

    El proyecto integrado de gran escala para la producción y licuefacción de gas permitirá monetizar el potencial de Vaca Muerta y consolidar la posición del país como proveedor global de GNL a largo plazo. El proyecto está diseñado para integrar las etapas de producción, procesamiento, transporte y exportación de GNL.

    Qué dijeron los socios

    Horacio Marín indicó que “este nuevo paso marca la incorporación formal de XRG al proyecto que venimos desarrollando junto con Eni. Contar con dos jugadores de clase mundial nos permite posicionar a Argentina LNG como uno de los proyectos más relevantes a nivel global. A partir de ahora, continuaremos trabajando de manera muy intensiva para alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026”.

    Por su parte, Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, comentó que “con la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto se suma un nuevo socio – XRG – a Argentina LNG, que se perfila como una de las oportunidades más prometedoras del escenario global del gas. El proyecto avanza reflejando liderazgo tecnológico y una visión estratégica de largo plazo”.

    Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó, “el potencial de Argentina LNG es significativo, y este acuerdo marca un hito importante en el desarrollo del proyecto. YPF, Eni y XRG comparten la ambición de avanzar en un proyecto de GNL de gran escala que contribuya a un suministro energético confiable y flexible para los mercados interna

  • Licitación convencional en Mendoza: 6 petroleras compiten por 17 áreas estratégicas

    Licitación convencional en Mendoza: 6 petroleras compiten por 17 áreas estratégicas

    El Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza realizó el acto público de apertura de los Sobres A correspondientes a la licitación nacional e internacional de 17 áreas hidrocarburíferas. Este procedimiento, que abarca bloques en las cuencas cuyana y neuquina, busca incrementar la producción local y atraer nuevos actores al desarrollo energético provincial.

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    La ministra Jimena Latorre aseguró: “Dimos un paso muy importante para Mendoza. Abrimos los sobres A de la licitación de las 17 áreas hidrocarburíferas, un proceso transparente, con reglas claras y trazabilidad, que nos permitirá seguir sumando actores y fortalecer el desarrollo del oil & gas en la provincia”.

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    Durante la jornada, la funcionaria destacó la importancia estratégica de la convocatoria: “Es un hito muy importante para Mendoza, porque está alineado con los objetivos de incrementar la producción y sumar actores al desarrollo de oil and gas en la provincia”.

    En un escenario económico global y nacional desafiante, el interés de las operadoras representa un voto de confianza hacia las políticas energéticas que sostiene el Ejecutivo local.

    Detalles técnicos y empresas participantes

    En esta etapa inicial, seis firmas presentaron la documentación necesaria para acreditar su solvencia técnica y financiera. Las empresas que compiten por las adjudicaciones son:

    • Venoil S.A.
    • Ingeniería Multipiping S.A.S.
    • Hattrick Energy S.A.S.
    • Geopetrol Drilling S.A.
    • Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A.
    • Petróleos Sudamericanos S.A.

    Previamente, el interés del mercado se manifestó con la venta de nueve pliegos a un total de ocho empresas. Lucas Erio, director de Hidrocarburos, señaló que esta respuesta confirma que el sector convencional aún posee un recorrido relevante, ofreciendo oportunidades para recuperar actividad en áreas maduras e impulsar exploraciones complementarias con una visión técnica de corto y mediano plazo.

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    El modelo de licitación continua permite que la provincia mantenga un flujo constante de inversiones. Foto: prensa de gobierno de Mendoza.

    El modelo de licitación continua: eficiencia y previsibilidad

    Mendoza adoptó un esquema moderno y trazable que reduce las instancias burocráticas y agiliza la gestión administrativa. Este modelo de licitación continua permite que la provincia mantenga un flujo constante de inversiones sin los retrasos de los sistemas tradicionales.

    De hecho, esta convocatoria se integró al proceso que inició en 2024, año en el que se adjudicaron cinco áreas con compromisos firmes de inversión. Según explicaron las autoridades, Mendoza logró consolidar dos licitaciones en años consecutivos, algo que no ocurría desde 2019. Este cambio estructural garantiza reglas claras y condiciones reales para quienes deciden apostar por el subsuelo mendocino.

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    Jimena Latorre encabeza la apertura de sobres para la licitación de 17 áreas petroleras en Mendoza. Foto: prensa de gobierno de Mendoza

    Áreas estratégicas en competencia

    La licitación incluye bloques con alto potencial geológico distribuidos de la siguiente manera:

    • Cuenca Neuquina: Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur, El Manzano, Loma Cortaderal – Cerro Doña Juana, Puesto Molina Norte y Puntilla del Huincan.
    • Cuenca Cuyana: Puesto Pozo Cercado Occidental, Zampal y Atamisqui.
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      Autoridades de Energía y Ambiente garantizan la transparencia del proceso licitatorio para el sector oil & gas. Foto: prensa de gobierno de Mendoza

    Próximos pasos del proceso

    Tras la apertura de los Sobres A, los equipos técnicos de la Dirección de Hidrocarburos iniciaron la etapa de evaluación de admisibilidad. En esta fase analizarán la capacidad legal, la solvencia económico-financiera y el patrimonio neto mínimo de cada oferente.

    Una vez concluido este análisis, la provincia convocará al acto de apertura de los Sobres B, donde se conocerán las propuestas económicas de aquellas empresas que superaron los requisitos técnicos. Los documentos originales permanecen bajo custodia de la Escribanía General de Gobierno en una urna sellada, asegurando la integridad de todo el proceso licitatorio.

    Fuente: prensa de gobierno de Mendoza

  • Ternium avanza en Brasil y adquiere las acciones de Usiminas

    Ternium avanza en Brasil y adquiere las acciones de Usiminas

    En un contexto marcado por procesos de concentración y fusiones a escala global, la industria siderúrgica atraviesa una etapa de reconfiguración estratégica. Las principales compañías buscan fortalecer su presencia regional, optimizar costos y asegurar mercados clave. En ese escenario, las adquisiciones y alianzas se consolidan como herramientas centrales para sostener competitividad y crecimiento.

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    Ternium anunció la finalización de la adquisición de 153,1 millones de acciones ordinarias de Usinas Siderúrgicas de Minas Gerais S.A., conocida como Usiminas. La operación se realizó a través de su filial Ternium Investments y fue comunicada oficialmente por la compañía mediante un comunicado de prensa.

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    La transacción se concretó por un monto aproximado de 315,2 millones de dólares en efectivo. Las acciones fueron adquiridas a Nippon Steel Corporation y Mitsubishi Corporation, dos de los grupos que formaban parte del esquema accionario de Usiminas. La operación había sido anticipada por Ternium el 5 de noviembre de 2025.

    De acuerdo con datos de mercado, Ternium cotiza cerca de su máximo de 52 semanas, con un valor cercano a los 44,22 dólares por acción. En el último año, el papel registró una suba superior al 56%. La empresa cuenta con una capitalización de mercado estimada en 8.630 millones de dólares.

    Un acuerdo entre pesos pesados

    La compañía no detalló cómo esta adquisición impacta en su participación total dentro de Usiminas ni profundizó sobre los fundamentos estratégicos de la compra. Tampoco brindó información adicional sobre posibles cambios en la estructura de control o en la gobernanza corporativa de la siderúrgica brasileña.

    Desde Ternium señalaron que se trata de una operación relevante dentro del sector, aunque no se informaron detalles sobre eventuales aprobaciones regulatorias o condiciones previas requeridas para completar la transacción. El anuncio se limitó a confirmar el cierre del proceso iniciado en 2025.

    “Los comentarios acerca del futuro están basados en opiniones presentes y en supuestos futuros de la gerencia e involucran riesgos conocidos y desconocidos que pueden causar que los resultados, el desempeño o eventos difieran materialmente de aquellos expresados o implicados por estos comentarios. Estos riesgos incluyen pero no son limitados a riesgos que se desprenden de incertidumbres con respecto al producto bruto interno, relacionados a la demanda de mercado, la capacidad de producción global, los aranceles, la ciclicidad de las industrias que compran productos siderúrgicos y otros factores fuera del control de Ternium”, subrayaron desde la compañía.

    Un actor pesado de la industria siderúrgica

    Ternium es un productor líder de acero en América, proveyendo productos avanzados de acero a un amplio rango de industrias manufactureras y al sector de la construcción. “Invertimos en tecnologías de fabricación de acero de baja emisión de carbono para apoyar la transición energética y la movilidad del futuro. También apoyamos el desarrollo de nuestras comunidades, especialmente a través de programas educativos en Latinoamérica”, destacaron desde la compañía.

  • De Abu Dhabi a Río Negro: La nueva flota de ADNOC que asegura la salida del GNL

    De Abu Dhabi a Río Negro: La nueva flota de ADNOC que asegura la salida del GNL

    En un paso en dirección a transformarse en un jugador dominante del mercado energético global, ADNOC Logistics & Services Plc (brazo naviero de la Abu Dhabi National Oil Co.) anunció planes para ordenar la construcción de hasta seis nuevos buques cisterna de gas natural licuado (GNL).

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    Según informó Bloomberg, esta expansión busca dar soporte al crecimiento de los negocios internacionales del grupo, otorgándole una flexibilidad operativa inédita para comercializar cargamentos en el mercado «spot» mundial, más allá de los contratos tradicionales a largo plazo.

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    Esta novedad tiene un impacto directo en las expectativas locales. XRG, la división de inversiones internacionales de ADNOC, es el socio estratégico que YPF sumó recientemente —junto a la italiana Eni— para el desarrollo del proyecto Argentina LNG. La solvencia logística que aporta la nueva flota de buques refuerza la viabilidad de colocar el gas de Vaca Muerta en los mercados más competitivos de Asia y Europa.

    Abdulkareem Al Masabi, Director Ejecutivo de Adnoc Logistics & Services Plc, señaló en una entrevista que probablemente se comisionarán entre cuatro y seis embarcaciones de GNL este año.

    Vaca Muerta en el radar de Abu Dhabi

    La alianza entre YPF, Eni y XRG (ADNOC) se formalizó mediante un Framework Agreement a finales de 2025. El objetivo central es la construcción de una plataforma de exportación en las costas de Río Negro, con una capacidad proyectada de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) en su fase inicial, escalable a 18 MTPA para el año 2030.

    Fuentes del sector indican que la incorporación de ADNOC no solo aporta capital, sino también una capacidad de comercialización (offtake) fundamental: se estima que ADNOC y Eni podrían absorber hasta el 75% de la producción total del proyecto argentino. En este esquema, contar con una flota propia y moderna de buques —como la que ADNOC acaba de anunciar— es la pieza del rompecabezas que garantiza que el gas extraído en el sur argentino llegue efectivamente a los centros de consumo global.

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    Músculo financiero: Inversiones récord para 2026

    El robustecimiento de la socia de YPF no es solo logístico, sino también financiero. Según el último Informe de Gestión y Análisis de ADNOC Gas, la compañía trazó una hoja de ruta agresiva para 2026:

    • CAPEX en ascenso: La firma planea inversiones de capital por entre u$s 4.000 y u$s 4.500 millones para el próximo año, superando los u$s 3.639 millones ejecutados en 2025.

    • Proyectos estratégicos: El flujo de fondos se destinará a proyectos clave como la expansión del Desarrollo Integrado de Gas (IGD-E2) y la maximización de la recuperación de etano (MERAM), fortaleciendo la infraestructura base que sostiene su expansión externa.

    • Perspectiva de ventas: Proyectan volúmenes de ventas de entre 3.705 y 3.825 TBTU, respaldados por una demanda creciente y una normalización de las actividades de mantenimiento.

    Hacia la Decisión Final de Inversión

    Para YPF, la consolidación de ADNOC/XRG como un gigante del GNL con flota propia reduce los riesgos de ejecución del proyecto nacional. Actualmente, los socios trabajan en los términos definitivos de un Joint Development Agreement (JDA), con la mirada puesta en mediados de 2026, fecha en la que se espera la Decisión Final de Inversión (FID).

    Con el respaldo de un presupuesto de inversión multimillonario y una logística naval en plena expansión, el gigante emiratí envía una señal clara al mercado: su apuesta por el gas natural como pilar de la transición energética es total, y Argentina aparece como una de las fronteras estratégicas para abastecer la demanda mundial del futuro.

  • GeoPark obtuvo un préstamo de U$S 50 millones para sus proyectos en Vaca Muerta

    GeoPark obtuvo un préstamo de U$S 50 millones para sus proyectos en Vaca Muerta

    GeoPark continúa con sus planes en Vaca Muerta. La compañía informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que obtuvo un préstamo de 50 millones de dólares otorgada por Banco de Galicia para financiar el capex de crecimiento y necesidades temporales de capital de trabajo asociados al desarrollo de sus activos en la roca madre.

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    “El financiamiento contempla vencimientos de hasta 24 meses desde cada desembolso, lo que permite a la sociedad afrontar de manera eficiente su plan de inversiones y fortalecer su flexibilidad financiera”, detalla el comunicado enviado a la bolsa.

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    “A la fecha de este hecho relevante, la facilidad no ha sido desembolsada y se prevé que los desembolsos se realicen de manera parcial durante los próximos seis meses, en función del avance del plan de inversiones de la sociedad”, agrega.

    “Con esta facilidad de financiamiento y la caja existente, la Sociedad cubre sustancialmente sus necesidades de capex previstas para 2026”, subraya.

    Los planes de GeoPark

    Durante el cuarto trimestre de 2025, GeoPark completó el takeover de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, un proceso que se desarrolló sin incidentes y dentro de los plazos previstos. Este hito permitió a la compañía asumir el control pleno de las operaciones e iniciar la implementación de su propio modelo de gestión en Vaca Muerta, marcando el comienzo de una nueva etapa en su estrategia local.

    En ese período, la producción promedio alcanzó los 1.234 barriles equivalentes de petróleo por día, impulsada principalmente por Loma Jarillosa Este, operado en su totalidad por la empresa. Aunque se trata de volúmenes iniciales, GeoPark destacó que estos resultados reflejan el potencial de crecimiento a partir de mejoras operativas y adecuaciones de infraestructura.

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    Uno de los primeros objetivos tras la transición fue optimizar el rendimiento de los pozos existentes. La compañía completó trabajos de run-in-hole para tubing y sistemas de levantamiento artificial en los tres pozos del Pad 1020, lo que permitió incrementar en promedio un 25% la producción individual. Estas acciones responden a una estrategia de bajo riesgo técnico, orientada a capturar valor en el corto plazo.

    Operación y trabajo

    En paralelo, GeoPark avanzó en la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental y en la obtención de permisos regulatorios, considerados claves para habilitar futuras campañas de perforación. También consolidó su presencia local con una oficina operativa en Neuquén, desde donde coordina la relación con contratistas y autoridades, con un equipo mayoritariamente integrado por profesionales de la región.

    Con la operación estabilizada, la empresa proyecta movilizar un equipo de perforación en marzo de 2026 y avanzar con tres pozos durante el segundo trimestre. Esta etapa funcionará como antesala del esquema de factory drilling, previsto para fines de 2026, orientado a reducir costos, estandarizar procesos y mejorar la competitividad.

  • Tenaris completó con éxito dos fracturas alimentadas en más de un 80% con gas

    Tenaris completó con éxito dos fracturas alimentadas en más de un 80% con gas

    Tenaris 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). Las pruebas se llevaron a cabo en una serie de PADs operados por Tecpetrol, marcando un hito para la Cuenca Neuquina y la industria de servicios petroleros en la región.

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    Las bombas DGB utilizadas en estas operaciones forman parte del tercer set de fractura hidráulica que Tenaris pondrá en funcionamiento en Vaca Muerta durante 2026. Esta tecnología permite sustituir el uso de diésel por gas generando beneficios económicos y ambientales.

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    “Esto marca un avance en la reducción de emisiones y representa un hito para toda la cuenca. La tecnología DGB se encuentra aún en una etapa inicial de implementación, incluso en cuencas como Permian, Estados Unidos. Haber superado el 80% de reemplazo de diésel por gas es un nivel de eficiencia que ninguna otra compañía de servicios había alcanzado hasta el momento en Argentina”, destacó Francisco Liberatore, Director de Tenaris Oil & Gas Services.

    Prueba bombas DGB Tenaris fracking Vaca Muerta

    Tecnología de punta

    Además de contribuir a la reducción de emisiones de CO, la tecnología DGB permite optimizar los costos de combustible, ya que los equipos pueden ser abastecidos con el mismo gas producido en las perforaciones del pad o en pads cercanos, mejorando la eficiencia integral de las operaciones.

    Las primeras 10 bombas DGB probadas en estas operaciones forman parte de una inversión de 110 millones de dólares, anunciada por Tenaris en marzo del año pasado, destinada a fortalecer sus capacidades de fractura hidráulica en Argentina. El proyecto contempla la incorporación de un tercer equipo de fractura con 28 bombas y 70.000 hhp, además de su correspondiente equipo de coiled tubing.

    Entre 2020 y 2026, Tenaris habrá invertido aproximadamente 240 millones de dólares en el desarrollo de su unidad de negocios de servicios petroleros en el país. Actualmente, la compañía se posiciona como el tercer proveedor de servicios de la cuenca, con más de 6.000 etapas de fractura realizadas.

    El proyecto de Tenaris

    Tal como viene informando +e, la empresa del Grupo Techint se consolidó en 2025 como la tercera firma en el fracking de Vaca Muerta y solo es superada por dos históricos gigantes del sector petrolero como Halliburton y SLB.

    Tenaris conjuga know how industrial, de operación y de gestión de servicios, diferencial que ninguna otra compañía puede ofrecer. Desde el comienzo de la operación de esta unidad de negocios, ya superó las 5.000 fracturas y, con el tercer set de fractura hidráulica, Tenaris se posicionará como el tercer proveedor de este servicio más importante del país, reafirmando el compromiso con sus clientes y el crecimiento de Vaca Muerta.

  • Vista incrementó un 57% sus reservas probadas y un 59% su producción

    Vista incrementó un 57% sus reservas probadas y un 59% su producción

    Vista, la primera productora independiente de petróleo de la Argentina, informó hoy a los mercados que sus reservas probadas y estimadas de petróleo y gas al 31 de diciembre de 2025 totalizaron 588 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe), que se tradujeron en un incremento interanual de 57%.

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    Las adiciones a las reservas probadas, tras la adquisición de los activos de Petronas en Vaca Muerta en abril pasado, fueron 255.1 MMboe, lo cual significó un índice de reemplazo de reservas de 605%. El índice de reemplazo de reservas de Vista excluyendo adquisiciones fue 260%.

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    Vista aumentó la producción en vaca Muerta

    En su comunicado a la bolsa, Vista informó una actualización de sus métricas operativas. Durante el cuarto trimestre de 2025, la compañía alcanzó una producción diaria promedio de 135.414 barriles de petróleo equivalente por día, un 59% de incremento año contra año y un aumento del 7% respecto al trimestre anterior.

    A su vez, registró una producción de crudo de 118.285 barriles de petróleo por día durante el trimestre, 8% por encima del trimestre anterior. Dicha producción fue impulsada por la inversión en pozos nuevos y las buenas productividades registradas. La compañía conectó 40 pozos nuevos durante el tercer y cuarto trimestre de 2025.

    La compra de activos estratégicos

    En abril del año pasado, la compañía que dirige Miguel Galuccio concretó la adquisición del 50% de La Amarga Chica, uno de los principales bloques de petróleo no convencional del país. Tras la operación, se consolidó como el mayor productor independiente de crudo y el principal exportador de petróleo de la Argentina.

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    Días atras, Vista Energy dio otro gigantesco paso en su expansión al acordar la compra de los activos de Equinor en Vaca Muerta por un pago inicial neto de las cesiones a YPF de 712 millones de dólares. Como resultado de la operación, la empresa incorporá una participación del 25,1% en el bloque Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro.

    La compañía acumula inversiones a la fecha por más de USD 6.500 millones en Vaca Muerta, y el acuerdo se enmarca en la estrategia de crecimiento rentable que viene desplegando para el desarrollo de la formación.

    Una vez completados los procesos legales en marcha y concretado el cierre de la transacción, que se estima para el segundo trimestre de 2026, Vista sumará aproximadamente 22.000 barriles equivalentes de petróleo por día, y llevará su producción total proyectada por encima de los 150.000 boe/d agregando. Además, sumará 54 millones de barriles equivalentes de reservas probadas. También, incorporaría 27.730 acres netos en el epicentro de Vaca Muerta y un robusto inventario de pozos, que reforzarán su posicionamiento en las zonas más productivas de la formación.

    Se trata de activos que durante 2025 generaron un EBIDTA estimado en USD 269 millones y que suman flujo de caja positivo desde 2026 en adelante, apuntalando de manera directa los objetivos anunciados de generación de caja de la compañía. La transacción profundizará el perfil exportador de Vista.

  • Bonos de 0.000 para petroleros: qué significa para el salario y quiénes los reciben

    Bonos de $880.000 para petroleros: qué significa para el salario y quiénes los reciben

    La paritaria petrolera formal se retomará en marzo; sin embargo, en la actual liquidación de haberes, los trabajadores del sector ya perciben la «Gratificación Cuenca Neuquina» ($500.000) y la nueva Asignación Permanente «Vaca Muerta» ($380.000), acordados y firmado en el acta del 13/16 de enero. Aunque técnicamente son bonos, los especialistas coinciden en que representan un aumento salarial de hecho.

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    “Los petroleros venían con una paritaria porcentual y sumas no remunerativas según el acuerdo de junio de 2025. Allí se estableció que volverían a reunirse para ajustar los valores en función de la inflación”, explica Gonzalo Martín Gutiérrez, del estudio C. S. B. & ASOC., en diálogo con +e.

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    Tras las mesas de negociación de septiembre y octubre, las partes -las cámaras empresarias CEPH y CASEPE (exCEOPE) con los sindicatos de Petroleros Privados y el Personal Jerárquico de Río Negro, Neuquén y La Pampa-volvieron a reunirse en enero. “En esta oportunidad, lograron incrementos no porcentuales, sino bajo el concepto de bonos. Por un lado, una gratificación excepcional de $500.000 y, por otro, un bono permanente de $380.000 que termina consolidándose como un incremento real en el bolsillo”, resumió el profesional.

    Gutiérrez detalló que estas sumas fijas no remunerativas se abonan a partir de febrero, impactando directamente en el recibo de sueldo. Respecto a por qué no se denomina formalmente «aumento», el especialista señala: “Creo que hay una cuestión política para moderar el tono de los incrementos salariales frente a otros sectores que no han tenido el mismo reconocimiento. Históricamente, los petroleros han utilizado bonos porque permiten controlar las erogaciones al no ser porcentuales”.

    Impacto en el Impuesto a las Ganancias

    Sobre la carga tributaria, Gutiérrez aclaró que el beneficio dependerá del rol del trabajador: “El personal que no esté encuadrado como ‘personal de pozo’ estará alcanzado por Ganancias, mientras que todos los trabajadores de pozo quedarán exentos de este impuesto sobre dichos montos”.

    Marcelo Rucci Petroleros Privados Añelo

    El acuerdo salarial al que arribaron las cámaras empresarias CEPH y CASEPE con los sindicatos de Petroleros Privados y el Personal Jerárquico de Río Negro, Neuquén y La Pampa, fue firmado en enero.

    Análisis de los beneficios: Uno por uno

    1. Gratificación Cuenca Neuquina

    Se trata de una suma extraordinaria y no remunerativa de $500.000, pagadera por única vez junto con los haberes de enero 2026.

    • Condiciones: El personal debe estar activo al momento del pago. Quienes se encuentren en reserva de puesto o no hayan prestado servicios el mes completo podrían percibir un proporcional.
    • Cargas y aportes: No está sujeta a aportes de obra social ni descuentos sindicales, pero sí está alcanzada por el Impuesto a las Ganancias (salvo personal de pozo).
    • Alcance: No integra el salario mínimo bruto de referencia por su naturaleza definitiva y única.

    2. Nueva Asignación Permanente «Vaca Muerta»

    A diferencia de la anterior, esta es una suma mensual no remunerativa de $380.000 con carácter permanente. Sus claves son:

    • Actualización: Se ajustará según las paritarias, con su primera revisión prevista para el 1 de abril de 2026.
    • Cargas Sociales: A diferencia de la gratificación extraordinaria, este concepto sí contempla aportes a la obra social, cuota sindical, mutual y contribución sociocultural.
    • Beneficio Fiscal: El personal de pozo cuenta con exención de Ganancias sobre este monto.
    • Cálculo: Funciona como base para la «SNR Acta MTEySS», aunque no integra el salario bruto conformado de 8 horas.

    El impacto en el bolsillo

    Si se toma como referencia el salario mínimo del sector, estas sumas pueden representar hasta un 10% de incremento, aunque el impacto final depende de los demás componentes del recibo de sueldo de cada trabajador.

    Finalmente, Gutiérrez destacó que el acuerdo —ya homologado por el Ministerio de Capital Humano— impone a las empresas una contribución extraordinaria de $160.000 por cada trabajador, destinada a las entidades sindicales, la cual debe abonarse con las cargas sociales de febrero.