NEUQUEN.UNO

Autor: Más Energía

  • Vaca Muerta: TGS inicia obras para el Gasoducto Perito Moreno

    Vaca Muerta: TGS inicia obras para el Gasoducto Perito Moreno

    Transportadora de Gas del Sur (tgs) anunció hoy el inicio formal de las obras de ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM) y de sus sistemas troncales regulados. El proyecto busca dar respuesta al crecimiento de la producción en Vaca Muerta, permitiendo inyectar un volumen adicional de 14 MMm³/día al sistema nacional.

    ,

    Tras haber resultado adjudicataria en la licitación de ENARSA en octubre de 2025, tgs puso en marcha un plan de obras que se estima estará operativo para el invierno de 2027. Los trabajos principales incluyen:

    ,

    • Nuevas Plantas Compresoras: Se construirán tres plantas en la provincia de La Pampa (Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi).

    • Refuerzo en Tratayén: Se sumará un equipo compresor en la planta existente en Neuquén, alcanzando un total de 90.000 HP de potencia instalada.

    • Ampliación del Sistema Regulado: Para asegurar que el gas llegue al Gran Buenos Aires y al Norte del país, se instalarán 20 km de cañería paralela y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, que además será adecuado para operar a mayor presión.

    Llegada de los equipos a Planta Compresora Tratayen ubicada en Neuquen (3).jpg

    Convocatoria a contratar la nueva capacidad de transporte

    Coincidiendo con el inicio de las obras, tgs lanzó hoy los Concursos Abiertos para adjudicar la capacidad incremental de transporte. Esta convocatoria está dirigida a productores y usuarios interesados en contratar servicios en firme bajo dos tramos:

    • Tramo GPM: 14 MMm³/día desde Tratayén hasta Salliqueló.

    • Tramo Sistema Regulado: 12 MMm³/día desde Salliqueló hasta el área del Gran Buenos Aires.

    «Esta expansión es vital para evacuar el potencial de Vaca Muerta y garantizar el abastecimiento interno en los centros de mayor consumo y el norte argentino», destacaron desde la compañía.

    Los interesados pueden consultar las bases y condiciones en el sitio oficial: www.tgs.com.ar/transporte.

    Los proyectos de tgs

    En octubre de 2025, tgs fue adjudicada para ejecutar la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, proyecto que permitirá incrementar la capacidad de transporte en 14 MMm³/día desde Tratayén hasta Salliqueló. Esta obra, con una inversión superior a 560 millones de dólares, contribuirá a sustituir importaciones y potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, consolidando el rol estratégico de tgs en el abastecimiento energético del país.

    El gasoducto, de 570 kilómetros de extensión y 36 pulgadas de diámetro, conecta Tratayén con Salliqueló y actualmente transporta unos 21 millones de metros cúbicos diarios. Con la incorporación de tres nuevas plantas compresoras y la ampliación de instalaciones existentes, la capacidad se incrementará en 14 millones adicionales, hasta alcanzar 35 millones de metros cúbicos por día.

    La ampliación del GPM se complementa con obras sobre el sistema regulado de TGS, que incluyen nuevas instalaciones y un loop de 20 kilómetros, para permitir que ese mayor volumen de gas llegue a los centros de consumo del Gran Buenos Aires, el Litoral y el norte del país. Parte de ese gas también circulará por el gasoducto Mercedes-Cardales, que vincula el sistema de TGS con el del norte argentino, en el mismo punto donde hoy ingresa el gas natural licuado importado por el puerto de Escobar.

    Además, la compañía impulsa el proyecto NGL’s, una iniciativa estratégica para monetizar el gas rico en hidrocarburos de Vaca Muerta mediante la separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (propano, butano, etano y gasolina natural). Este proyecto contempla una inversión global superior a 2.500 millones de dólares, incluyendo infraestructura de acondicionamiento en Tratayén, un poliducto de más de 500 km y una planta de fraccionamiento en Bahía Blanca, posicionando a tgs como líder regional en la industrialización y exportación de NGL’s.

  • Con logística propia de arena, Tecpetrol alcanzó un nuevo récord en Vaca Muerta

    Con logística propia de arena, Tecpetrol alcanzó un nuevo récord en Vaca Muerta

    En el último tiempo, Tecpetrol dio un paso clave en Vaca Muerta al comenzar a operar su propio servicio de logística de Última Milla de arena (TLM), un componente central para optimizar la eficiencia en la industria. La decisión empezó a materializarse en octubre, cuando la compañía acompañó con este esquema un set de fractura de Tenaris en un pad del área Los Toldos II Este.

    ,

    Tras esa experiencia, la operación se extendió a otros tres pads en Fortín de Piedra, el yacimiento estrella de gas no convencional de la firma en la cuenca neuquina. «En solo 3 meses y medio el resultado ha sido extraordinario y no es casualidad, es consecuencia de un trabajo consistente de planificación, de compromiso y excelencia en la ejecución», señaló Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de la empresa, a través de su cuenta de LinkedIn.

    ,

    Resultados operativos y récords en los pads

    El desempeño más reciente se registró en el pad FdP-1395, donde se alcanzó un promedio de 10 etapas de fractura por día, sin registrar horas de tiempo no productivo (NPT) asociadas a la logística.

    Murphy dimensionó el volumen del operativo logístico desplegado en este período. “En solo 4 pads hemos transportado unas 170.000 toneladas – a 30 tons por camión son unos 5.600 viajes – a 100 kilómetros por viaje (round trip) son unos 560.000 kilómetros. Considerando que el perímetro de la Tierra tiene unos 40.000 km, hemos dado la vuelta al mundo unas 14 veces en 3,5 meses”, detalló.

    tecpetrol

    Logística propia y récords de fractura: el nuevo paso operativo de Tecpetrol en Vaca Muerta. (Foto: LinkedIn)

    Por su parte, en una entrevista concedida el año pasado a Econojournal, Ricardo Ferreiro, presidente de Oil & Gas de Tecpetrol, explicó que la compañía venía desarrollando capacidades propias para asegurar el abastecimiento de arena y que a ese esquema se le sumaba la incorporación de la logística de última milla en Los Toldos II Este. En ese mismo marco, Ferreiro señaló que la operadora también contrató equipos de perforación de última generación en Estados Unidos, con el objetivo de maximizar la eficiencia operativa en sus desarrollos no convencionales.

    Los Toldos II Este

    El área Los Toldos II Este se consolidó como una de las principales apuestas de crecimiento de Tecpetrol en petróleo no convencional dentro de Vaca Muerta. Ubicado al norte de Neuquén, en la zona de influencia de Rincón de los Sauces, el proyecto fue concebido bajo una lógica de desarrollo intensivo, similar a la que permitió escalar rápidamente Fortín de Piedra en gas.

    La compañía comprometió inversiones del orden de los 2.000 millones de dólares para llevar adelante el desarrollo, con un objetivo de producción que apunta a los 70.000 barriles diarios.

    El avance del proyecto moviliza a proveedores nacionales y genera miles de puestos de trabajo directos e indirectos. A medida que se acelera la curva de desarrollo, la demanda de servicios, insumos y logística crece en paralelo, lo que explica la decisión de integrar funciones clave dentro de la operación.

    tecpetrol criptomonedas.jpeg

    Se realiza minado de criptomonedas en el área Los Toldos II Este, que opera Tecpetrol en Vaca Muerta.

    Según datos de la operadora, más de 600 empresas nacionales participan de la propuesta y se prevé que ese número alcance las 1.000 firmas.

    A comienzos del año pasado, durante el evento Vaca Muerta Insights 2025, Ferreiro puso el foco en las exigencias técnicas que implica el avance de Los Toldos II Este y en la decisión de continuar con un esquema de alta intensidad operativa. “Aquí trabajamos con cuatro horizontes distintos y un diseño de pozos en configuraciones de ocho pozos con fractura simultánea”, señaló el ejecutivo.

    El avance del proyecto se apoya en la estructura industrial y financiera del Grupo Techint, que respalda las inversiones requeridas para escalar la producción. Ese soporte incluye desde la ingeniería y construcción de pozos hasta las obras asociadas al procesamiento y la evacuación de los volúmenes producidos. En ese contexto, Ferreiro sostuvo que “nuestro músculo financiero y técnico nos permitirá responder rápidamente a esta ventana de oportunidad”.

  • Vaca Muerta exportará más de dos millones de barriles a Estados Unidos

    Vaca Muerta exportará más de dos millones de barriles a Estados Unidos

    Vaca Muerta continúa batiendo récords de producción, exportaciones y gana presencia en los mercados internacionales. El shale argentino es el gran protagonista de la balanza comercial argentina y se prepara para seguir haciendo historia en este 2026.

    ,

    La roca madre alcanzó en los últimos meses niveles históricos de extracción y despacho al exterior, impulsada por inversiones, mejoras operativas y mayor capacidad logística. Ese escenario favorable se refleja ahora en una nueva secuencia de exportaciones que tendrá como protagonista a Puerto Rosales.

    ,

    Más de dos millones de barriles de petróleo provenientes de Vaca Muerta serán embarcados en los próximos días con destino a Estados Unidos. La operatoria se realizará en un período acotado e involucrará a tres buques de gran porte, que concentrarán sus cargas en la terminal ubicada en el sur de la provincia de Buenos Aires.

    Según informó Argenports, el volumen total superará las 300 mil toneladas de shale oil. La mercadería será despachada desde la nueva terminal operada por Otamérica, una infraestructura clave para acompañar el crecimiento de las exportaciones y responder a la mayor demanda de servicios logísticos.

    La magnitud de estos embarques resulta significativa incluso dentro del actual contexto de expansión del sector energético. Las cifras confirman el salto de escala que viene experimentando la logística vinculada a Vaca Muerta, con operaciones cada vez más frecuentes y de mayor volumen, orientadas principalmente al mercado norteamericano.

    Monique Glory exportación shale oil petróleo buque

    Monique Glory es uno de los buques que llegará Puerto Rosales.

    Tres buques y una misma ruta: Vaca Muerta-Estados Unidos

    El primero de los buques en operar será el Moscow Spirit, un petrolero de 274 metros de eslora y bandera de Bahamas. La embarcación cargará cerca de 100 mil toneladas de crudo, que serán transportadas hasta puertos estadounidenses, en una travesía habitual para este tipo de exportaciones de larga distancia.

    Por sus características técnicas y capacidad, el Moscow Spirit pertenece al segmento Suezmax, uno de los más utilizados para el comercio internacional de petróleo. Este tipo de buques permite optimizar costos y tiempos en rutas transoceánicas, consolidando la competitividad del crudo argentino en los principales mercados.

    En la misma secuencia operará el Monique Glory, un petrolero de 250 metros de eslora y también con bandera de Bahamas. Esta nave embarcará un volumen similar de petróleo, reforzando el flujo continuo de exportaciones desde Puerto Rosales hacia el hemisferio norte.

    Para fines de la próxima semana está previsto el arribo del Aqualegacy, un buque de 250 metros de eslora y bandera de Liberia. Con su carga, completará la serie de despachos programados, sumando un nuevo embarque de crudo proveniente de los yacimientos no convencionales de la cuenca neuquina.

    En términos de flota, la operatoria combinará dos buques del tipo Aframax y uno del segmento Suezmax. Esta configuración es habitual en la región y permite ajustar los volúmenes transportados según la disponibilidad de embarcaciones y las condiciones operativas de la terminal.

    Moscow Spirit buque exportación shale petróleo

    Moscow Spirit llevará shale oil desde Puerto Rosales a Estados Unidos.

    De toneladas a barriles y el rol estratégico de Puerto Rosales

    Desde el punto de vista técnico, las más de 300 mil toneladas previstas equivalen a poco más de dos millones de barriles de petróleo, considerando la densidad promedio del shale oil de Vaca Muerta. En términos prácticos, cada buque transportará cerca de 700 mil barriles hacia el mercado estadounidense.

    Este tipo de operaciones requiere una coordinación precisa entre los sistemas terrestres y marítimos. El crudo llega desde Neuquén a través de oleoductos, se almacena en tanques de la terminal y luego se bombea a los buques bajo estrictos protocolos de seguridad y control ambiental.

    Los tiempos de carga dependen del caudal disponible, las condiciones climáticas y las ventanas operativas del puerto. Cada etapa debe ser monitoreada de manera constante para garantizar la continuidad de los embarques y minimizar riesgos, en un contexto de creciente actividad exportadora.

  • El Gobierno lanza la licitación para importar GNL y reemplazar el esquema estatal

    El Gobierno lanza la licitación para importar GNL y reemplazar el esquema estatal

    El Gobierno Nacional dio un nuevo paso en la reorganización del sistema energético al convocar a una licitación pública nacional e internacional para la importación y comercialización privada de gas natural licuado (GNL). La medida apunta a seleccionar un operador que utilice la capacidad disponible de la terminal de Escobar y entregue el gas regasificado en Los Cardales.

    ,

    La iniciativa fue instrumentada mediante la Resolución 33/2026 de la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, y establece los lineamientos técnicos, económicos y operativos que regirán el proceso. El objetivo central es que el abastecimiento se defina mediante competencia, con reglas claras, trazabilidad y mayor previsibilidad para el sistema.

    ,

    Según lo dispuesto, la licitación contará con una etapa de precalificación destinada a evaluar antecedentes técnicos, experiencia y solvencia financiera de los interesados. Solo quienes superen esa instancia podrán presentar ofertas económicas, que serán comparadas en función del menor adicional en dólares por millón de BTU sobre el marcador internacional TTF.

    El criterio de adjudicación se basará en la propuesta que ofrezca el menor diferencial respecto del índice Title Transfer Facility, publicado por Intercontinental Exchange. Ese adicional deberá cubrir todos los costos logísticos y operativos, incluyendo flete marítimo, regasificación, almacenamiento, comercialización y transporte por gasoducto hasta el punto de entrega.

    El esquema prevé la designación de un único operador privado que actuará como comercializador-agregador, concentrando la coordinación de buques, la administración de inventarios y la utilización de la unidad flotante de almacenamiento y regasificación. De esta manera, se busca evitar superposiciones y conflictos en una infraestructura que requiere gestión unificada.

    GNL buque embarcación generica barco

    GNL: un esquema centralizado

    Desde la Secretaría de Energía explicaron que las características técnicas de la terminal de Escobar imponen la necesidad de una administración coordinada. Los informes oficiales advierten que una operatoria fragmentada podría generar problemas en la asignación de ventanas de arribo de buques y en la gestión de los tanques de almacenamiento.

    La resolución establece que el adjudicatario deberá celebrar un contrato de servicios y acceso con el titular o cesionario de la capacidad de la terminal. Dicho contrato tendrá una duración de un año calendario desde su firma, con asignación total de capacidad durante el período invernal comprendido entre el 1 de abril y el 30 de septiembre de 2026.

    Fuera de ese período, las partes podrán acordar el uso de la capacidad disponible con el objetivo de optimizar la infraestructura en beneficio del sistema. Esta flexibilidad busca maximizar el aprovechamiento de la terminal y reducir costos estructurales en los meses de menor demanda.

    El marco regulatorio también fija un precio máximo para la venta del gas regasificado en el mercado interno. Ese valor no podrá superar el marcador TTF más el adicional adjudicado, garantizando que los usuarios finales accedan a un suministro competitivo y alineado con referencias internacionales.

    Para las distribuidoras, la medida prevé criterios que permitan contar con precios ciertos al momento de contratar, facilitando su traslado a tarifas conforme a la normativa vigente. En el caso de la industria y de los generadores eléctricos, se aplicarán mecanismos específicos que otorguen mayor flexibilidad comercial.

    GNL LNG Buque barcaza gas generica.jpg

    Los objetivos de mediano plazo

    El cronograma oficial establece que el proceso licitatorio deberá concluir en un plazo aproximado de 40 días desde la publicación de la resolución. Una vez adjudicado, el contrato con la terminal deberá firmarse dentro de los cinco días posteriores, con el objetivo de anticiparse al pico de demanda invernal.

    La convocatoria y ejecución operativa quedarán a cargo de Energía Argentina Sociedad Anónima, conforme a las instrucciones y bases que apruebe la autoridad de aplicación. ENARSA continuará cumpliendo un rol central en la transición hacia un esquema con mayor participación privada.

    El texto oficial también contempla la posibilidad de declarar desierta la licitación si las ofertas no resultan convenientes o no cumplen con los requisitos establecidos. En ese escenario, la Secretaría podrá instruir la continuidad del mecanismo actual para asegurar el abastecimiento durante 2026.

    Asimismo, se reconoce el derecho del adjudicatario a igualar la mejor oferta en una eventual licitación para el invierno de 2027, siempre que ese proceso se concrete. Esta cláusula apunta a fomentar la continuidad operativa y a reducir riesgos para los inversores.

  • Calculadora salarial 2026: ¿Tu sueldo en Vaca Muerta es competitivo?

    Calculadora salarial 2026: ¿Tu sueldo en Vaca Muerta es competitivo?

    En un escenario donde el mercado laboral se muestra muy activo -con decenas de búsquedas activas y muchos buscando trabajo-, la precisión en la política de compensaciones se vuelve un factor crítico para la retención del talento. En este contexto, Randstad Argentina presentó su Reporte Salarial de enero 2026, una herramienta que permite a profesionales y empresas evaluar la competitividad de sus remuneraciones en base a datos reales del mercado.

    ,

    El reporte incluye el link a la calculadora salarial interactiva de la consultora. La herramienta funciona como un recurso de referencia para conocer las bandas salariales de las posiciones más relevantes por especialidad, industria y región geográfica. Los valores presentados en el último reporte (enero de 2026) corresponden a remuneraciones brutas mensuales para posiciones Semi Senior, vigentes al 31 de diciembre de 2025, lo que ofrece una fotografía actualizada para quienes buscan validar si su sueldo está alineado con la oferta actual del mercado.

    ,

    Conocer las bandas salariales de una posición antes de avanzar en un proceso de búsqueda es una ventaja estratégica fundamental, ya que permite al candidato situar su valor profesional dentro de los parámetros reales del mercado. Esta información no solo evita la pérdida de tiempo en procesos cuyas ofertas no cubren las expectativas económicas, sino que también otorga una base sólida y objetiva para la negociación.

    Al comprender el rango —desde el mínimo hasta el máximo— que las empresas están dispuestas a pagar por un rol específico, el profesional puede argumentar su pretensión salarial con mayor seguridad, alineando su experiencia y competencias con las tendencias actuales de la industria y asegurando una remuneración justa y competitiva.

    56562

    La calculadora de Randstad permite validar la competitividad de tu salario con datos actualizados.

    Foco en sectores estratégicos: Gas, petróleo y minería

    Tal como presentamos en anteriores informes de +e, el sector energético y extractivo continúa liderando las tablas salariales en el país, impulsado por la demanda de perfiles especializados y la actividad en regiones como la Patagonia y el NOA.

    A continuación, se detallan las bandas salariales (mínimos y máximos brutos) para algunas posiciones clave en el rubro de gas, petróleo y minería:

    CFO / Director de Administración y Finanzas:
    Buenos Aires: $16.491.723 – $21.455.354.
    Patagonia: $20.614.653 – $26.819.192.

    Director Comercial:
    Buenos Aires: $13.912.019 – $19.487.482.
    Patagonia: $17.390.024 – $24.359.353.

    Director de Operaciones:
    Buenos Aires: $13.500.051 – $20.072.108.
    Patagonia: $16.875.064 – $25.090.134.

    Jefe de Supply Chain:
    Buenos Aires: $6.672.610 – $9.341.654.
    Patagonia: $8.340.763 – $11.677.068.

    Analista de compras:
    Buenos Aires: $3.336.305 – $4.934.395.
    Patagonia: $4.170.381 – $6.167.994.

    Tendencias en compensaciones para 2026

    El reporte también arroja luz sobre las proyecciones para el primer semestre de 2026. Se estima un ajuste salarial promedio del 17,5% para el personal fuera de convenio, cifra que se situaría más de 5 puntos por encima de la inflación proyectada para el mismo periodo.

    Además, el uso de bonos anuales se consolida como una práctica extendida, alcanzando un promedio de 2,5 sueldos en las organizaciones relevadas.

    Para quienes desean profundizar en su situación particular, la herramienta está disponible en calculadora.randstad.com.ar, permitiendo filtrar por zona y sector para obtener un diagnóstico preciso de su posicionamiento salarial.

    Fuente: Reporte Salarial de enero 2026, Randstad

  • De la Puna a California: litio argentino ya es proveedor clave de EE.UU.

    De la Puna a California: litio argentino ya es proveedor clave de EE.UU.

    En el marco de la trasnsición energética, la minería argentina cerró 2025 con un desempeño histórico que reconfigura su rol en la economía nacional. Las exportaciones totales del sector alcanzaron 6.037 millones de dólares, un récord absoluto que representa un incremento del 29,2 % respecto al año anterior.

    ,

    En el marco de este salto, el litio brilló con ventas externas por 905 millones de dólares, también máximo histórico, y explicó el 15% del total minero. Este avance posiciona al mineral como tercer complejo exportador minero del país y lo coloca por encima de rubros agroindustriales tradicionales.

    ,

    De hecho, el litio argentino no solo supera en divisas a complejos agro como vitivinícola (892 millones), tabaco (590 millones) o limones (510 millones), sino que se proyecta superar los 1.000 millones de dólares en exportaciones durante 2026, impulsado por la recuperación de precios internacionales.

    El crecimiento tiene una explicación clara. El dinamismo del litio responde al ingreso en producción de cuatro nuevos proyectos entre 2024 y 2025, lo que elevó a siete el número de minas operativas. Provincias de la Puna como Jujuy, Salta y Catamarca concentran la actividad y captan inversiones de capitales canadienses, chinos, australianos y estadounidenses.

    image

    Litio argentino rompe récords: USD 905 millones y 10% ya va directo a Estados Unidos en 2025.

    EE.UU.: récord exportador y litio como protagonista

    Paralelamente, las exportaciones argentinas totales hacia Estados Unidos marcaron otro récord en 2025: 8.338 millones de dólares, con un crecimiento interanual cercano al 29% y casi 25% por encima del máximo previo de 2022. Aunque el principal motor fue el complejo energético (con un alza superior al 68 % en combustibles y energía), la minería jugó un papel relevante.

    De hecho, según un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), Estados Unidos se consolidó como el segundo socio comercial del sector minero argentino —solo detrás de Suiza— y representó cerca del 18% del total exportado por minería, con un incremento interanual superior al 25%.

    En el segmento del litio, el mercado estadounidense captó cerca del 10% de las exportaciones argentinas del complejo en 2025, posicionándose como el segundo destino más relevante según datos de la Secretaría de Minería. Históricamente, entre 2020 y 2023, Argentina abasteció el 47% de las importaciones de litio de Estados Unidos, de acuerdo con el Servicio Geológico estadounidense (USGS).

    image

    El entendimiento firmado prevé la eliminación de aranceles recíprocos para 1.675 productos y compromisos en inversiones y comercio digital. Foto: Infobae

    El acuerdo

    Esta relación se fortalece con el reciente Acuerdo sobre Comercio e Inversiones Recíprocos y el Marco Estratégico para fortalecer cadenas de suministro en minerales críticos, firmado hace unos días.

    El entendimiento elimina aranceles recíprocos para 1.675 productos, incorpora compromisos en inversiones y comercio digital, y prioriza el financiamiento conjunto de proyectos prioritarios en litio y otros minerales críticos.

    Estos instrumentos apuntan a acelerar la maduración de carteras que incluyen operaciones en producción como Fénix, Tres Quebradas, Olaroz, Cauchari-Olaroz, Centenario-Ratones y Mariana, junto a proyectos en construcción como Sal de Vida y Salar del Rincón.

    Rio Tinto litio minería maquinas equipos.jpg

    El litio se robó el protagonismo en febrero al disparar la producción minera un 93% interanual.

    Proyecciones ambiciosas y beneficios regionales

    El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) explica parte del impulso: del total aprobado (16.722 millones de dólares), el 38 % corresponde a minería. Además, cinco proyectos mineros en evaluación podrían aportar 30.000 millones de dólares adicionales.

    Las proyecciones oficiales indican que las exportaciones totales del país podrían llegar a USD 100.000 millones en los próximos siete años, con la minería superando los 20.000 millones de dólares y alcanzando más de 30.000 millones hacia el final de la próxima década.

    Más allá de las divisas, el sector genera empleo de calidad: 37.059 trabajadores directos en 2025, con una informalidad mínima del 1,3 % (frente al 42% promedio nacional).

    En un contexto de alta demanda por baterías y electromovilidad, Argentina consolida su posición como proveedor clave para mercados como Estados Unidos, acelerando su inserción en las cadenas globales de valor estratégicas.

  • Objetivo 2026: Shell inyectará US$ 700 millones en Vaca Muerta y busca llenar su flamante planta

    Objetivo 2026: Shell inyectará US$ 700 millones en Vaca Muerta y busca llenar su flamante planta

    A cuarenta minutos del casco urbano de Añelo, el camino de ripio se interna en la meseta y deja atrás el frenesí logístico de la ruta 7, una las de vías petroleras más transitadas de la provincia de Neuquén. Allí, en el bloque Bajada de Añelo, una estructura de acero irrumpe en la monotonía de la estepa patagónica, con el horizonte custodiado por el imponente volcán Auca Mahuida. Es la nueva planta de procesamiento de Shell Argentina, una inversión global de 500 millones de dólares que materializa la apuesta de la compañía por el shale neuquino.

    ,

    El ruido mediático de las últimas semanas sobre posibles ventas de activos choca de frente con la realidad presupuestaria de la operadora angloholandesa. Lejos de replegarse, la firma trazó para este 2026 un plan de capital intensivo: desembolsará 700 millones de dólares en Vaca Muerta, una cifra superior a la ejecutada durante el ejercicio anterior, según pudo averiguar Más E. La inyección de fondos permitirá en los próximos meses delinear una estrategia para monetizar las reservas de un bloque geológicamente complejo.

    ,

    Cómo es la nueva planta de Shell en Bajada de Añelo

    Bajada de Añelo abarca una superficie de 200 kilómetros cuadrados. El área presenta un desafío técnico particular para los ingenieros de reservorios: se ubica en la zona de transición de la formación. En una extensión acotada, el comportamiento del subsuelo cambia radicalmente. En un extremo del bloque predomina el crudo volátil; en el opuesto, el gas rico con condensados. La relación gas-petróleo varía hasta diez veces entre ambos puntos.

    Para domar esa geología, Shell y su socia YPF diseñaron una planta EPF (Early Production Facility), que demandó más de tres años de construcción, tras lidiar con factores externos como la pandemia y otros made in Argentina como el cepo cambiario y las insólitas trabas a las importaciones.

    Bajada de Anelo

    No es una instalación definitiva, sino un complejo modular y flexible que permite testear el comportamiento de la roca y avanzar en el deriskeo del área. El objetivo es complementar las posiciones que la compañía ya consolidó en la ventana de petróleo negro, como Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste.

    “Este hito es fundamental en nuestros planes de desarrollo de Bajada de Añelo ya que nos permitirá ampliar la capacidad de procesamiento y producción de petróleo y gas en el área y profundizar nuestro conocimiento de la ventana de transición de Vaca Muerta”, explicó Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, durante una visita de prensa a las instalaciones.

    Flawless Start-up

    La puesta en marcha de la planta ocurrió hacia finales de 2025. Los técnicos de Shell definen aquel proceso como un flawless start-up: un arranque impecable, con un acelerado ramp-up de producción y, fundamentalmente, sin incidentes de seguridad ni ambientales, un hito relevante para una obra que involucró a más de 140 contratistas y generó empleo directo e indirecto para 1.500 personas, con picos de 300 operarios en simultáneo.

    En su diseño original, la EPF cuenta con una capacidad para procesar 15.000 barriles de petróleo y 2 millones de metros cúbicos de gas por día, capacidad que esperan colmar en 2027. Por eso, la infraestructura ya contempla una ampliación inmediata para elevar esos techos a 20.000 barriles y 2,5 millones de metros cúbicos diarios.

    Actualmente, el sistema opera al 50 por ciento de su capacidad: procesa unos 8.000 barriles de crudo y 1,2 millones de metros cúbicos de gas cada día.

    Bajada de Anelo-2

    La hoja de ruta de pozos

    La estrategia de perforación mantiene un ritmo constante para alimentar la nueva infraestructura. Quince pozos aportan hoy su producción al sistema. La actividad se intensificará con la campaña 2026, que prevé la terminación de siete nuevos pozos en el área.

    La operadora utiliza un esquema de eficiencia con dos equipos de torre. Un Spudder rig se encarga de las guías y la sección vertical superficial, mientras que un equipo High Spec de tipo Walking Rig perfora las ramas laterales de hasta 3.000 metros. Esta combinación reduce tiempos muertos y optimiza los costos de desarrollo.

    El cronograma se extiende hacia el futuro inmediato con la mirada puesta en llenar la planta. Para 2027, la compañía planifica la perforación de otros cuatro pozos. Con esta secuencia, Shell estima completar la capacidad de carga de la EPF y validar el potencial masivo de la ventana de transición.

    Las instalaciones revelan un detalle atípico en la industria: la ausencia de humo negro en la antorcha de seguridad. La planta incorpora tecnología de combustión completa mediante sopladores de aire en el sistema de venteo, lo que minimiza el impacto visual y reduce las emisiones.

    El diseño prioriza la autonomía y la seguridad. Dos unidades de recuperación de vapores capturan las emanaciones de los tanques y las reinsertan en el circuito comercial. Además, un sistema de automatización permite regular los pozos de forma remota ante cualquier eventualidad. La eficiencia energética cierra el círculo: cinco generadores consumen el propio gas del pozo para abastecer la demanda eléctrica de los procesos.

  • Objetivo 2026: Shell inyectará US$ 700 millones en Vaca Muerta y busca llenar su flamante planta

    Objetivo 2026: Shell inyectará US$ 700 millones en Vaca Muerta y busca llenar su flamante planta EPS

    A cuarenta minutos del casco urbano de Añelo, el camino de ripio se interna en la meseta y deja atrás el frenesí logístico de la ruta 7, una las de vías petroleras más transitadas de la provincia de Neuquén. Allí, en el bloque Bajada de Añelo, una estructura de acero irrumpe en la monotonía de la estepa patagónica, con el horizonte custodiado por el imponente volcán Auca Mahuida. Es la nueva planta de procesamiento de Shell Argentina, una inversión global de 500 millones de dólares que materializa la apuesta de la compañía por el shale neuquino.

    ,

    El ruido mediático de las últimas semanas sobre posibles ventas de activos choca de frente con la realidad presupuestaria de la operadora angloholandesa. Lejos de replegarse, la firma trazó para este 2026 un plan de capital intensivo: desembolsará 700 millones de dólares en Vaca Muerta, una cifra superior a la ejecutada durante el ejercicio anterior. La inyección de fondos permitirá en los próximos meses delinear una estrategia para monetizar las reservas de un bloque geológicamente complejo.

    ,

    Cómo es la nueva planta de Shell en Bajada de Añelo

    Bajada de Añelo abarca una superficie de 200 kilómetros cuadrados. El área presenta un desafío técnico particular para los ingenieros de reservorios: se ubica en la zona de transición de la formación. En una extensión acotada, el comportamiento del subsuelo cambia radicalmente. En un extremo del bloque predomina el crudo volátil; en el opuesto, el gas rico con condensados. La relación gas-petróleo varía hasta diez veces entre ambos puntos.

    Para domar esa geología, Shell y su socia YPF diseñaron una planta EPS (Early Production Facility), que demandó más de tres años de construcción, tras lidiar con factores externos como la pandemia y otros made in Argentina como el cepo cambiario y las insólitas trabas a las importaciones.

    Bajada de Anelo

    No es una instalación definitiva, sino un complejo modular y flexible que permite testear el comportamiento de la roca y avanzar en el deriskeo del área. El objetivo es complementar las posiciones que la compañía ya consolidó en la ventana de petróleo negro, como Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste.

    “Este hito es fundamental en nuestros planes de desarrollo de Bajada de Añelo ya que nos permitirá ampliar la capacidad de procesamiento y producción de petróleo y gas en el área y profundizar nuestro conocimiento de la ventana de transición de Vaca Muerta”, explicó Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, Chile y Uruguay, durante una visita de prensa a las instalaciones.

    Flawless Start-up

    La puesta en marcha de la planta ocurrió hacia finales de 2025. Los técnicos de Shell definen aquel proceso como un flawless start-up: un arranque impecable, con un acelerado ramp-up de producción y, fundamentalmente, sin incidentes de seguridad ni ambientales, un hito relevante para una obra que involucró a más de 140 contratistas y generó empleo directo e indirecto para 1.500 personas, con picos de 300 operarios en simultáneo.

    En su diseño original, la EPS cuenta con una capacidad para procesar 15.000 barriles de petróleo y 2 millones de metros cúbicos de gas por día, capacidad que esperan colmar en 2027. Por eso, la infraestructura ya contempla una ampliación inmediata para elevar esos techos a 20.000 barriles y 2,5 millones de metros cúbicos diarios.

    Actualmente, el sistema opera al 50 por ciento de su capacidad: procesa unos 8.000 barriles de crudo y 1,2 millones de metros cúbicos de gas cada día.

    Bajada de Anelo-2

    La hoja de ruta de pozos

    La estrategia de perforación mantiene un ritmo constante para alimentar la nueva infraestructura. Quince pozos aportan hoy su producción al sistema. La actividad se intensificará con la campaña 2026, que prevé la terminación de siete nuevos pozos en el área.

    La operadora utiliza un esquema de eficiencia con dos equipos de torre. Un Spudder rig se encarga de las guías y la sección vertical superficial, mientras que un equipo High Spec de tipo Walking Rig perfora las ramas laterales de hasta 3.000 metros. Esta combinación reduce tiempos muertos y optimiza los costos de desarrollo.

    El cronograma se extiende hacia el futuro inmediato con la mirada puesta en llenar la planta. Para 2027, la compañía planifica la perforación de otros cuatro pozos. Con esta secuencia, Shell estima completar la capacidad de carga de la EPS y validar el potencial masivo de la ventana de transición.

    Las instalaciones revelan un detalle atípico en la industria: la ausencia de humo negro en la antorcha de seguridad. La planta incorpora tecnología de combustión completa mediante sopladores de aire en el sistema de venteo, lo que minimiza el impacto visual y reduce las emisiones.

    El diseño prioriza la autonomía y la seguridad. Dos unidades de recuperación de vapores capturan las emanaciones de los tanques y las reinsertan en el circuito comercial. Además, un sistema de automatización permite regular los pozos de forma remota ante cualquier eventualidad. La eficiencia energética cierra el círculo: cinco generadores consumen el propio gas del pozo para abastecer la demanda eléctrica de los procesos.

  • La Amarga Chica, la “fábrica” de pozos: conectó 59 en un año y vuela a 87.000 barriles

    La Amarga Chica, la “fábrica” de pozos: conectó 59 en un año y vuela a 87.000 barriles

    La Amarga Chica (LACh) cerró 2025 con una certeza que excede la geología: en Vaca Muerta, el socio importa tanto como la roca. El yacimiento, que en octubre llegó a desplazar momentáneamente a Loma Campana del primer campo producto de petróleo en Vaca Muerta, se erige hoy como la prueba de una tesis que gana fuerza en la torre de Puerto Madero. Para YPF, Vista Energy es más que un partner estratégico: es un socio diferencial de la cuenca, capaz de sostener la velocidad crucero que la petrolera nacional pretende para el desarrollo masivo.

    ,

    En la visión de la conducción de YPF, la firma fundada por Miguel Galuccio aporta agilidad, un valor que escasea entre los grandes jugadores globales. Mientras las operadoras multinacionales —atadas a la burocracia de sus casas matrices y a comités de inversión remotos— suelen dilatar tiempos y moderar riesgos, el eje YPF-Vista funciona con una sincronía de “pares”. La compañía de Galuccio ingresó al bloque en abril de 2025 cuando compró el 50 por ciento que pertenecía a la malaya Petronas.

    ,

    YPF y Vista comparten la ambición de acelerar los desarrollos, la autonomía para ejecutar decisiones en tiempo real y la solidez de equipos técnicos, capaces de colocar los mejores pozos de la cuenca.

    Esa identidad compartida se tradujo en datos duros. La Amarga Chica fue el motor indiscutido de la actividad en 2025 al liderar la conexión de pozos nuevos en toda la formación, con 59 terminaciones. Esta cifra representó el 15% del total de los pozos enganchados de shale oil en el año, superando la performance individual de gigantes como Loma Campana (11%) y Bandurria Sur (12%).

    PTC La Amarga Chica YPF Vaca Muerta.jpg

    La Amarga Chica superó por primera vez a Loma Campana en producción total de petróleo en Vaca Muerta.

    Fuerte aumento de la producción

    El impacto de esta agresividad operativa es directo. El bloque produce actualmente 87.000 barriles diarios, lo que lo consolida como el segundo mayor productor de crudo no convencional de Argentina, con una participación del 14% sobre la oferta total. Solo Loma Campana, con el 18%, se mantiene por encima en el acumulado anual, aunque la brecha se achica mes a mes.

    Con tres equipos de torre de perforación activos de forma permanente y una capacidad de procesamiento de la Planta de Tratamiento de Crudo (PTC) de 24.000 metros cúbicos diarios, equivalentes a 150 mil barriles al día.

    La reciente entrada de Vista en Bandurria Sur, tras adquirir la parte de Equinor, confirma que el modelo de La Amarga Chica se expande. YPF se garantiza así un socio con el que habla el mismo idioma, y que apunta a acelerar el crecimiento orgánico de la producción de shale oil. En un mercado donde la ventana de oportunidad es finita, la capacidad técnica para poner el barril en superficie sin demoras se convirtió en el activo más codiciado de la industria.

  • La Angostura Norte II: YPF y un paso clave para su nuevo desarrollo shale

    La Angostura Norte II: YPF y un paso clave para su nuevo desarrollo shale

    El proyecto La Angostura Norte II (LANOR II), uno de los desarrollos no convencionales que YPF busca impulsar en el corazón de Vaca Muerta, atravesó esta semana una instancia clave. Este jueves, en Añelo, se realizó la Audiencia Pública correspondiente al Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del plan de desarrollo previsto para el período 2026–2027.

    ,

    La audiencia tuvo lugar en el Hotel Sol de Añelo y formó parte del procedimiento formal de evaluación que debe cumplir cualquier iniciativa en el sector hidrocarburífero. Se trata de una instancia pública y no vinculante, pero obligatoria, que busca poner a consideración de la comunidad los alcances técnicos, ambientales y operativos del proyecto antes de avanzar hacia una nueva fase.

    ,

    En qué consiste el proyecto LANOR II

    El proyecto LANOR II se emplaza dentro del área Loma La Lata–Sierra Barrosa, en el bloque La Angostura Norte. Según la documentación presentada, el plan contempla la construcción de 12 locaciones, donde se perforarán y completarán 56 pozos no convencionales, además de la infraestructura asociada para el transporte y la evacuación de la producción.

    “El proyecto se compone principalmente de 12 locaciones, de unos 150 por 150 metros, y en cada uno se realiza la perforación de pozos hidrocarburíferos”, explicó el secretario de Ambiente y Recursos Naturales de Neuquén, Hipólito Salvatori, durante una entrevista con LU5. En total, según detalló, se incluyen caminos de acceso, ductos de recolección, predios derivadores y sistemas de captación de agua.

    Audicencia pública

    La audiencia se realizó una vez que el Estudio de Impacto Ambiental superó las primeras instancias técnicas dentro de la Secretaría de Ambiente.

    Salvatori remarcó que este paso forma parte de un proceso escalonado: “Siempre que se realiza algún proyecto de esta magnitud se hace un estudio de impacto ambiental. La empresa realiza una consultoría, presenta el estudio ante la autoridad de aplicación, los técnicos evalúan, solicitan correcciones y, si resulta viable, se convoca a una audiencia pública”, explicó.

    En esa etapa, el proyecto deja de ser un expediente técnico y pasa a exponerse ante la sociedad en su conjunto, incluyendo a vecinos, propietarios de tierras, comerciantes, comunidades originarias y ciudadanos interesados en conocer el alcance de la iniciativa.

    De la audiencia participaron alrededor de 60 personas, entre vecinos de Añelo y de la región, representantes de organismos públicos, comunidades originarias, empresas de servicios, el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) y referentes institucionales. Varios asistentes se inscribieron como expositores y realizaron presentaciones orales, observaciones y consultas vinculadas a los posibles impactos ambientales del proyecto.

    De acuerdo a información oficial, todas las intervenciones quedaron registradas en acta y serán incorporadas al expediente para su evaluación por parte de la Autoridad de Aplicación. El cierre de las exposiciones estuvo a cargo de Elba Painemil, lonco de la Comunidad Paynemil, quien realizó una intervención final en el marco de la audiencia.

    audiencia publica

    LANOR II: YPF presentó el estudio ambiental para un desarrollo de 56 pozos en Vaca Muerta

    Sin embargo, el desarrollo del encuentro no estuvo exento de conflictos. En el exterior del salón se produjeron reclamos por parte de grupos que no lograron ingresar debido a la capacidad limitada del salón. “Había expositores que habían quedado afuera del recinto. Personalmente me acerqué para pedirles que ingresen y hagan sus exposiciones, porque lo importante es escuchar todas las voces, estén a favor o en contra”, relató Salvatori. Según indicó el funcionario, se propuso una rotación de asistentes para permitir el ingreso ordenado pero los manifestantes solicitaban ingresar en grupo.

    Entre los reclamos se encontraban planteos de comunidades originarias, organizaciones ambientalistas y actores políticos y sociales, algunos de ellos enfocados en la protección de cuerpos de agua de la zona.

    Publicacion-de-edicto-en-B.O

    Desde el punto de vista legal, la Audiencia Pública Ambiental tiene carácter público y no vinculante, de acuerdo con el artículo 31 de la Ley Provincial Nº 1875. Esto significa que no se vota ni se aprueba el proyecto en esa instancia, pero las opiniones vertidas constituyen un insumo técnico y social que debe ser considerado.

    “El valor de esta instancia es que la sociedad se entera qué se va a hacer, cómo se va a controlar y qué medidas se toman ante cualquier eventualidad”, subrayó el funcionario.

    Los pasos que siguen

    Tras la audiencia, el proyecto LANOR II deberá atravesar todavía varias etapas antes de poder iniciar su desarrollo. Entre ellas, la incorporación de correcciones finales al Estudio de Impacto Ambiental, la consulta libre, previa e informada a las comunidades originarias involucradas y las habilitaciones específicas del área de Hidrocarburos.

    “Todavía falta mucho, hay muchos pasos que cumplimentar, pero este era uno sumamente importante”, afirmó el secretario de Ambiente. Solo una vez completado ese recorrido administrativo y técnico, y con la licencia ambiental otorgada, el proyecto podría avanzar hacia la siguiente fase.