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Autor: Más Energía

  • TGN nombra a Horacio Pizarro como nuevo director general

    TGN nombra a Horacio Pizarro como nuevo director general

    TGN (Transportadora de Gas del Norte S.A.) informa la designación de Horacio Pizarro como nuevo director general, quien asumió el cargo a partir del 3 de febrero de 2026, en reemplazo de Daniel Ridelener.

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    Horacio Pizarro es ingeniero Industrial egresado de la Universidad Católica Argentina (UCA) y cuenta con un Posgrado en Explotación de Yacimientos e Ingeniería de Reservorios del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA).

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    Desde hace 25 años, Pizarro se desempeño en diversos cargos en el Grupo Techint, destacándose recientemente como Director Senior de Joint Ventures, Non Operated Assets & Midstream de Tecpetrol.

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    TGN designó a Horacio Pizarro como director general.

    Una etapa de pleno crecimiento

    Por su parte, desde 1992 – año de la creación de TGN – Daniel Ridelener fue una pieza fundamental en el desarrollo de la compañía. Desde 2008 y hasta la actualidad se desempeñó como Director General, liderando la compañía a través de diversas circunstancias y dejando una huella profunda, no solo en los resultados alcanzados, sino también en su cultura y forma de trabajar día a día.

    “Agradezco profundamente la gestión de Daniel Ridelener y el equipo que consolidó en TGN. Su liderazgo y visión sentaron las bases para la expansión de nuestro sistema de transporte. Nuestro compromiso es cuidar ese legado, profundizando la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento que acompañan el desarrollo energético del país”, subrayó Pizarro, nuevo director general de TGN.

    “Horacio reúne las capacidades técnicas, de gestión y de liderazgo que TGN necesita para su próxima etapa. Me honra haber sido parte de TGN desde sus inicios y agradezco por todos estos años de trabajo junto a un gran equipo que trabaja todos los días para mover el gas que se consume en nuestro país y en países vecinos. Estoy convencido que TGN bajo la conducción de Horacio seguirá cumpliendo un rol clave en el desarrollo de nuestra industria”, destacó Ridelener.

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    TGN es una compañía clave para transportar el gas de Vaca Muerta al norte argentino y exportar a países vecinos.

    TGN, pieza clave de la industria

    TGN es la operadora regional de ductos y proveedora de soluciones confiables para el desarrollo de proyectos energéticos.

    Opera y mantiene alrededor de 11.317 km de gasoductos de alta presión y 22 plantas compresoras y es la responsable de transportar el 40% de gas inyectado en gasoductos troncales argentinos a través de los Gasoductos Norte y Centro Oeste.

    Su ubicación geográfica estratégica en el país y en la región la convierte en el único operador que vincula sus gasoductos a nivel regional con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.

    Su sólida experiencia en la industria y un equipo de profesionales altamente calificado le permite brindar servicios de alta especificidad para la industria nacional y regional.

    El accionista controlante de TGN es Gasinvest S.A. (una sociedad conformada en partes iguales por Tecpetrol S.L. y Compañía General de Combustibles S.A.) que posee el 56% del capital social; el 24% le pertenece a Southern Cone Energy Holding Company Inc. y el 20% restante cotiza en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (BYMA).

  • Tras la ampliación del Gasoducto Cordillerano, más de 2.000 familias pidieron conectarse al sistema

    Tras la ampliación del Gasoducto Cordillerano, más de 2.000 familias pidieron conectarse al sistema

    Tras la liberación oficial de factibilidades en todas las localidades abastecidas por el Gasoducto Cordillerano Patagónico, se registraron alrededor de 2.000 solicitudes de conexión a la red de gas natural. La habilitación comenzó a regir desde el 5 de enero y generó una fuerte demanda en distintos puntos de la región.

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    Según detalló Camuzzi, cerca del 25% de los pedidos ingresados ya se encuentra en la etapa de inspección final por parte de su personal técnico. En esa instancia, se verifica que las instalaciones internas cumplan con las normas de seguridad vigentes y con los requisitos establecidos por los organismos reguladores.

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    Una vez superada esa revisión, los usuarios quedan habilitados para solicitar la colocación del medidor correspondiente. De ese modo, pueden acceder formalmente al servicio y comenzar a utilizar el gas natural en sus hogares, lo que representa una mejora significativa en términos de confort, seguridad y costos energéticos.

    La liberación de las factibilidades fue posible gracias al trabajo coordinado entre Camuzzi, los gobiernos provinciales de Chubut, Neuquén y Río Negro, y las autoridades nacionales. La articulación institucional permitió retomar una obra clave que había quedado inconclusa y que afectaba a más de veinte localidades.

    Durante varios años, la falta de finalización de los trabajos de potenciación del sistema limitó el acceso al gas en gran parte de la región cordillerana. Esa situación impactó en el desarrollo urbano y productivo, además de obligar a muchas familias a recurrir a sistemas alternativos de calefacción más costosos.

    Con la puesta en marcha de las mejoras, el sistema recuperó capacidad operativa y permitió habilitar nuevas conexiones domiciliarias. Desde la empresa destacaron que este avance responde a una planificación conjunta orientada a garantizar un servicio estable y sustentable en el mediano y largo plazo.

    Sistema Cordillerano Patagónico Gasoducto Gas Camuzzi (2)

    La cordillera de Río Negro, Neuquén y Chubut vuelve a tener gas.

    Archivo

    Cómo iniciar el trámite de conexión

    Frente al aumento de la demanda, los vecinos interesados deben iniciar un proceso de conexión al gas natural. El primer paso consiste en contactar a un instalador matriculado, quien es el único habilitado para diseñar y ejecutar la instalación interna conforme a las normas vigentes.

    El profesional seleccionado debe elaborar el proyecto técnico, colocar los artefactos y realizar todas las tareas necesarias para que la vivienda cumpla con los requisitos establecidos por el Ente Nacional Regulador del Gas. El listado oficial de instaladores matriculados se encuentra disponible en la página web de la distribuidora.

    Una vez finalizada la instalación, el matriculado debe solicitar formalmente a Camuzzi la inspección final. Si el resultado es satisfactorio, el usuario queda habilitado para pedir la colocación del medidor y comenzar a recibir el suministro. Desde la empresa remarcaron la importancia de respetar cada etapa para garantizar seguridad y calidad.

    Localidades beneficiadas por la obra

    Las obras de ampliación del Sistema Cordillerano Patagónico alcanzan a numerosas localidades de la región. En Chubut, los trabajos benefician a Río Mayo, Alto Río Senguer, Lago Puelo, José de San Martín, Gobernador Costa, Río Pico, Corcovado, Tecka, Trevelin, Esquel, El Maitén, Cholila, Epuyén y El Hoyo.

    En Río Negro, el sistema abastece a Ñorquinco, Pilcaniyeu, Dina Huapi, Comallo, Onelli, Ingeniero Jacobacci, El Bolsón y Bariloche. En tanto, en Neuquén, las localidades alcanzadas son Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes, consolidando una cobertura estratégica en la Patagonia cordillerana.

  • A pesar de los aumentos, los combustibles están más baratos que el promedio de la última década

    A pesar de los aumentos, los combustibles están más baratos que el promedio de la última década

    Al igual que las tarifas energéticas, los combustibles fueron de los precios que más subieron en la economía en lo que va del gobierno de Javier Milei por el piso histórico en el que se encontraban. Aun así, todavía se encuentran por debajo del promedio de la última década.

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    De acuerdo al análisis de la consultora Economía & Energía, la nafta en precios constantes estuvo un 5,2% por debajo de los valores del 2024, un 6,4% menos que el último quinquenio (2020-2025) y un 14,4% menos que el promedio de los últimos diez años.

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    Con el gasoil sucedió algo similar con una caída del 8,4% interanual, del 6,6% contra los cinco años anteriores y del 8,6% respecto a la media entre 2015 y 2025.

    “La disminución del Brent en el mercado internacional durante 2025 (-14%) condujo a una disminución del precio del crudo en el mercado local (11%), aunque el precio en surtidor se redujo en menor cuantía, producto de la recomposición del margen de refinación, los precios de los biocombustibles y el aumento de la alícuota del ICL y CO2, que de todas formas continuó ubicándose por debajo de la normativa vigente”, explicaron desde E&E.

    Cuánto combustible se puede comprar con un salario promedio

    En cambio, el escenario en dólares fue distinto con una recomposición del precio de la nafta del 11,2% contra el último quinquenio y del 10,1% en el caso del gasoil. “La apreciación del tipo de cambio determinó que si bien los precios en surtidor disminuyeron valuados en pesos constantes, la contracción de su valor en dólares fue menos significativa”, agregaron.

    Otro de los indicadores positivos es la comparación de cuántos litros de nafta se pueden adquirir con un salario medio registrado. En este caso, el poder de compra aumentó un 18,5% interanual para totalizar los 1.033 litros mensuales.

    Este panorama repercutió en un aumento de la venta de combustibles del 3,4% en naftas y del 2,5% en gasoil respecto al 2024, con los segmentos Premium liderando esta carrera con cifras mayores a los dos dígitos (13,1% y 10,1% en cada caso).

    De todas maneras, si se miran los datos del segundo semestre del año pasado, se observa una caída en el poder de compra que llega a su punto más bajo en diciembre con 959 litros mensuales, nivel un 4,5% menor al de la última década.

  • Raízen acelera su salida de Argentina: quiénes están en carrera para quedarse con los activos

    Raízen acelera su salida de Argentina: quiénes están en carrera para quedarse con los activos

    Los malos resultados financieros y comerciales que viene registrando Raízen, propietaria de la estructura y la marca Shell en la Argentina, continúan acelerando el proceso de desinversión en el país. A las pérdidas netas cercanas a los 430 millones de dólares en su último trimestre fiscal, se sumó una caída significativa en su principal negocio agroindustrial.

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    Durante ese mismo período, la compañía informó una retracción cercana al 10% en su actividad de molienda de caña de azúcar, un componente central para su producción de biocombustibles. Como consecuencia directa, la generación de etanol se redujo alrededor de un 18% interanual, lo que profundizó el deterioro de sus balances.

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    En este contexto adverso, Raízen intensificó las negociaciones con potenciales compradores de sus activos en Argentina. Según fuentes del mercado, el objetivo es cerrar el traspaso entre fines de febrero y comienzos de marzo, en un intento por obtener liquidez en el corto plazo y aliviar su delicada situación financiera.

    En Brasil, la operación ya es considerada un hecho por buena parte del sector empresario, aunque su oficialización recién se concretaría hacia el cierre del mes. Medios brasileños sostienen que el acuerdo se firmaría por un monto cercano a los 1.900 millones de dólares, una cifra clave para el plan de reordenamiento del grupo.

    “La venta de activos en Argentina se encuentra en una etapa muy avanzada, prácticamente en su fase final, con perspectivas de generar alrededor de 10.000 millones de reales”, señalaron fuentes del mercado paulista. Ese ingreso permitiría a la empresa reforzar su caja en un momento de elevada presión financiera.

    Las estimaciones indican que, sumando la ampliación de capital y la venta de activos, Raízen podría reunir entre 15.000 y 17.000 millones de reales. Sin embargo, la compañía mantiene una deuda neta superior a los 50.000 millones de reales, con un nivel de apalancamiento que sigue siendo motivo de preocupación.

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    Presión financiera y necesidad de capital

    A pesar del escenario general, Raízen reconoce que su desempeño comercial en la Argentina continúa siendo positivo. De acuerdo con datos difundidos por Novacana, las ventas de combustibles de Shell durante el tercer trimestre de 2025 alcanzaron entre 1.780 y 1.830 millones de litros, con subas de hasta el 5,8%.

    Sin embargo, el buen desempeño local no logra compensar las dificultades del grupo a nivel regional. Según el diario O Globo, Shell Plc, Cosan y BTG Pactual impulsan una urgente inyección de capital para frenar la caída de los bonos y mejorar el perfil crediticio de la compañía en los mercados internacionales.

    “Se trata de un momento decisivo para uno de los principales actores de la agroindustria brasileña y de la distribución de combustibles”, señalaron desde Novacana. Las altas tasas de interés, las cosechas por debajo de lo esperado y proyectos que aún no dieron resultados presionan sobre los márgenes y la rentabilidad.

    En los últimos tres meses, los bonos de Raízen perdieron cerca del 17% de su valor, mientras que sus acciones preferentes cayeron por debajo de un real. En paralelo, S&P Global Ratings y Moody’s rebajaron su calificación, citando el deterioro de los indicadores crediticios y los flujos de caja negativos.

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    Los interesados en los activos de Shell

    En el proceso de desinversión, Raízen busca desprenderse de su refinería de Dock Sud, de una red de al menos 700 estaciones de servicio y de una planta de lubricantes, entre otros activos estratégicos. Para ese fin, abrió una compulsa que despertó interés entre grandes traders y grupos energéticos.

    Entre los primeros candidatos se ubicaron Trafigura, propietaria de Puma Energy en la Argentina, junto con Glencore, Vitol y CGC, la petrolera de Eduardo Eurnekian. Más tarde se sumó el empresario José Luis Manzano, a través de su vínculo con el grupo Mercuria.

    Con el avance del proceso, Vitol y Mercuria quedaron posicionadas como los principales contendientes en la definición final, aunque CGC continúa siendo un actor relevante en las conversaciones. En el sector destacan que Mercuria consolidó su perfil desde la segunda mitad de 2025, apoyada en su alianza con Manzano y Daniel Vila.

  • Importante compra de Vista Energy en Vaca Muerta: detalles sobre la operación con Equinor

    Importante compra de Vista Energy en Vaca Muerta: detalles sobre la operación con Equinor

    Vista Energy acordó 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 incorporaría una participación del 25,1% en el bloque Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro.

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

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

    Adquisición estratégica de Vista

    Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, señaló que “esta adquisición nos permite incorporar dos activos de primer nivel en Vaca Muerta, fortaleciendo aún más nuestra posición en la cuenca. Los bloques son ideales para complementar el portafolio de Vista, ya que aportan tanto reservas y producción básica como un amplio inventario de pozos de alta productividad listos para perforar y apuntalar nuestro crecimiento”.

    ADestacó el trabajo conjunto que se viene realizando con YPF: “Estamos profundizando una experiencia de trabajo muy positiva, iniciada con la adquisición del 50% de La Amarga Chica, donde ya alcanzamos importantes sinergias operativas. Compartimos una visión común: la clave para el desarrollo del shale pasa por ganar competitividad a partir de una mayor eficiencia y con la innovación como eje central.”

    Miguel Galuccio Vista Energy CEO

    Miguel Galuccio destacó la estrategia de expansión de Vista Energy en Vaca Muerta.

    La operación está sujeta al cumplimiento de una serie de condiciones precedentes. Entre ellas, la renuncia —o el no ejercicio— de los derechos de preferencia que poseen YPF y Shell Argentina sobre los bloques. A la fecha de este anuncio, YPF ha suscrito la renuncia a sus derechos de preferencia sobre Bandurria Sur, sujeta a la renuncia o no ejercicio de los derechos de preferencia por parte de Shell Argentina, así como sobre Bajo del Toro.

    Cuánta producción sumará la petrolera

    Vista espera concretar el cierre de la operación durante el segundo trimestre de 2026. 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, 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, reforzando 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.

    El acuerdo de compra establece que la transacción se pagará mediante una combinación de efectivo y acciones: USD 387 millones en efectivo y 6.2 millones de ADS, que representan acciones Serie A, de Vista. Además del pago inicial, el acuerdo contempla un pago adicional contingente, que Vista abonará en cinco cuotas anuales, y estará sujeto a la producción de los activos adquiridos y al precio internacional del petróleo, en la medida en que el Brent se encuentre por encima de los USD 65/bbl y llegué a un tope de USD 80/bbl.

    La operación será financiada mediante una combinación de fondos propios y financiamiento bancario. El crédito será otorgado por un consorcio de bancos internacionales, encabezado por Santander, Citi e Itaú, por un monto a determinar de hasta USD 600 millones, con un plazo de cuatro años.

    Una vez completada la transacción, YPF pasará a tener una participación del 44,9% en el bloque Bandurria Sur, mientras que Shell Argentina conservará el 30% y Vista el 25,1% restante. En el bloque Bajo del Toro, en tanto, YPF contará con una participación del 65% y Vista con el 35% restante. YPF continuará siendo el operador de ambos bloques.

    El potencial de los activos

    El bloque Bandurria Sur es una concesión de explotación de hidrocarburos no convencionales que abarca 56.464 acres en la ventana de petróleo de Vaca Muerta. Al 30 de septiembre de 2025, el bloque contaba con 195 pozos en producción. Asimismo, al 31 de diciembre de 2024, el bloque registraba 181 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe) de reservas probadas (P1), según datos de la Secretaría de Energía de la Argentina, al 100% de participación.

    Durante el tercer trimestre de 2025, alcanzó una producción total de 81.285 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), de los cuales 67.634 barriles por día fueron de petróleo, de acuerdo con la misma fuente. Vista estima que el bloque cuenta con un potencial remanente de 421 nuevas ubicaciones de pozos en su inventario (al 100% de participación).

    El bloque Bajo del Toro abarca 38.744 acres en la ventana de petróleo de Vaca Muerta. Al 30 de septiembre de 2025, el área contaba con 22 pozos en producción. Asimismo, al 31 de diciembre de 2024, el bloque registraba 24 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMboe) de reservas probadas (P1), según datos de la Secretaría de Energía de la Argentina, al 100% de participación.

    Durante el tercer trimestre de 2025, Bajo del Toro alcanzó una producción total de 4.191 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), de los cuales 3.565 barriles por día fueron de petróleo, de acuerdo con la misma fuente. Vista estima que el bloque cuenta con un potencial remanente de 396 nuevas ubicaciones de pozos en su inventario (al 100% de participación)

  • El lado B del boom petrolero: ¿cuánto cayeron las cuencas maduras en 2025?

    El lado B del boom petrolero: ¿cuánto cayeron las cuencas maduras en 2025?

    No todo es color de rosas en la industria petrolera argentina. Más allá del boom de Vaca Muerta y los récords de producción alcanzados en 2025, hay un fenómeno muy preocupante que es la caída ininterrumpida de las cuencas maduras.

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    La situación no es nueva, acumula varios años y difícilmente se revierta, a pesar de que algunos optimistas creen que la cesión de áreas de YPF a empresas más chicas pueda ayudar al menos a estabilizar esta curva.

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    Según los números de la consultora Economía & Energía, la cuenca con peores resultados en 2025 en materia petrolera fue la del NOA, la cual registró caídas del 17% interanual y del 37,6% contra el 2023.

    En segundo lugar se ubicó la cuyana, que cayó un 9,2% en relación al año pasado y un 14,7% en los últimos dos años. El tercer puesto de las más castigadas fue para la cuenca neuquina (contando sólo en convencional) con una baja del 8,2% y del 13% contra 2023.

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    Cerro Dragón es uno de los históricos yacimientos más productivo de petróleo en Argentina.

    La caída del Golfo San Jorge

    Finalmente, el Golfo San Jorge retrocedió un 4,2% (y un 9,3% vs 2023) y la Austral un 1,3% (con una merma del 7,3% vs 2023). De esta forma, la cuenca convencional de mayor producción fue la del Golfo San Jorge (183 kbbl/d), le siguió la neuquina (93 kbbl/d), la cuyana (14,6 kbbl/d), la Austral (14,3 kbbl/d) y la del NOA (3,2 kbbl/d).

    Por el lado del gas, la caída más fuerte fue en la cuyana (-18,6%), seguida de la neuquina (-13,4%), el Golfo San Jorge (-9,3%) y el NOA (-9%). La excepción fue la cuenca Austral que, gracias a la puesta en marcha del proyecto offshore Fénix, registró un crecimiento del 11,9%.

    En consecuencia, esta ocupó el primer lugar de cuencas convencionales con 27,1 MMm3/d, la siguió la cuenca neuquina (14 MMm3/d), la del Golfo San Jorge (9,7 MMm3/d), la del NOA (3,1 MMm3/d) y la Cuyana (0,1 MMm3/d).

    La cuestión es que, además del impacto en términos de empleo en cada una de estas regiones, el convencional todavía representa una parte importante de la producción total con un 38% tanto en gas como en crudo.

    Retenciones cero

    En busca de plaiar la crítica situación de los campos maduros, el Gobierno Nacional oficializó días atrás un nuevo régimen de incentivos fiscales destinado específicamente a la producción de petróleo convencional. La medida había sido anunciada en noviembre del año pasado lleva a cero las retenciones si el barril cae por debajo de los 65 dólares.

    Mediante el Decreto 59/2026, se estableció un nuevo esquema de derechos de exportación más flexible para el crudo convencional. La principal novedad de la normativa es la actualización de los valores «piso» y «techo» que disparan el cobro de impuestos a la exportación, diferenciándolos del régimen general que rige desde 2020 (Decreto 488/20).

    Bajo el nuevo sistema para el convencional habrá retenciones 0% si el precio internacional del barril (Brent) es igual o inferior a USD 65 (Valor Base). La alícuota será del 8% si el barril supera los USD 80 (Valor de Referencia), y se aplicará un esquema móvil de fórmula variable si el precio fluctúa entre los 65 y 80 dólares. Esto representa una mejora sustancial respecto al esquema anterior, que activaba las retenciones a partir de los 45 dólares por barril.

  • Vaca Muerta: Phoenix suma un rig tras colocar un superpozo de 3.200 barriles en Río Negro

    Vaca Muerta: Phoenix suma un rig tras colocar un superpozo de 3.200 barriles en Río Negro

    Phoenix Global Resources dio un un salto cualitativo en su capacidad operativa al incorporar un segundo equipo de perforación a sus operaciones en Vaca Muerta, tras colocar un superpozo de 3.100 barriles diarios en el borde de la cuenca, en territorio rionegrino. La plataforma de alta tecnología marca un precedente en la región por su nivel de automatización y desarrollo local.

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    La nueva torre asignada a las operaciones de la compañía integra el sistema de control OMROM en su versión más avanzada. Este equipo se destaca por ser una conversión realizada íntegramente en el país, bajo estándares de la firma H&P.

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    El perforador automático, denominado Autodriller Pro 2.0, permite un monitoreo constante mediante un sistema de cámaras de streaming y una cabina diseñada para maximizar la ergonomía del operario. Con esta tecnología, la empresa busca reducir los tiempos de maniobra, mitigar riesgos de seguridad y optimizar la estructura de costos en cada pozo.

    El pozo estrella de Confluencia Sur

    El dato más relevante de la reciente actividad de Phoenix se localiza en el bloque Confluencia Sur. Allí, el pozo PET.RN.CoS.x-3 (h) rompió con las expectativas del mercado al registrar una producción superior a los 3.100 barriles de petróleo por día (bbl/d). La relevancia de este número radica en la ubicación geográfica del yacimiento: se encuentra en el borde mismo de la cuenca neuquina.

    Este «superpozo» valida el potencial geológico de la zona este, un área que Phoenix logró dinamizar tras una inversión que ya supera los 110 millones de dólares entre los bloques Confluencia Norte y Sur. Actualmente, estos activos aportan un flujo de casi 9.000 bbl/d a través de solo siete pozos en producción, lo que ratifica la alta calidad de la roca en territorio rionegrino.

    El área Confluencia, apenas separada de Neuquén por una línea geográfica, representa un desafío singular. La formación Vaca Muerta en este sector rionegrino se adelgaza hasta unos 40-50 metros de espesor —frente a los más de 300 en el centro de la cuenca— y presenta una roca con mayor contenido carbonático y presiones 10% más bajas que en Mata Mora, el yacimiento insignia de la compañía en el shale neuquino.

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    Perforador de Phoenix en Confluencia Sur, Río Negro.

    Esas características geológicas desafiaron a la compañía a generar una gran precisión en la geonavegación, que combinada con perfiles especiales, análisis de laboratorio de roca, sísmica de detalle y un diseño de fractura distinto, adaptado a la naturaleza más rígida de la roca, generaron pozos con productividades sorprendentes que rompieron el paradigma y extendieron la frontera de desarrollo de Vaca Muerta.

    Nueva infraestructura

    El crecimiento en boca de pozo demanda una respuesta en la superficie. Para ello, la operadora tiene prevista la inauguración de una nueva Planta de Tratamiento de Crudo (CPF) en Mata Mora Norte para abril de este año. Esta instalación estratégica permitirá procesar hasta 40.000 bbl/d, volumen que duplica la capacidad de tratamiento actual de la compañía.

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    Phoenix inaugurará una nueva Planta de Tratamiento de Crudo (CPF) en Mata Mora Norte.

    En la actualidad, Phoenix cuenta con un hub consolidado entre sus áreas de Neuquén y Río Negro que genera más de 22.000 bbl/d. Sin embargo, el plan de negocios apunta mucho más alto. La infraestructura en marcha y la mayor velocidad de perforación que aporta el nuevo equipo son los pilares para alcanzar un plateau de producción de entre 50.000 y 60.000 barriles diarios en los próximos años, para consolidar a PGR como uno de los actores de mayor crecimiento sostenido en la cuenca.

  • Una vez inaugurado el VMOS, ¿cuáles serán los mercados a los que apuntará Vaca Muerta?

    Una vez inaugurado el VMOS, ¿cuáles serán los mercados a los que apuntará Vaca Muerta?

    La expansión de Vaca Muerta sigue reconfigurando el mapa energético argentino y regional. Con una producción en aumento y nuevos proyectos de infraestructura en marcha, las exportaciones de petróleo y gas comienzan a consolidarse como uno de los principales motores del sector.

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    En diálogo con +e, Ernesto Díaz, vicepresidente para América Latina de Rystad Energy, analizó la evolución reciente de las ventas externas y anticipó cambios relevantes en los próximos años. “En términos de exportación de petróleo de Vaca Muerta, hoy el mercado internacional en el 2025 fue principalmente Chile, Brasil y la costa oeste de Estados Unidos. La costa oeste viene creciendo fuerte en lo que es la demanda para nuestros crudos”, sostuvo el analista.

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    Díaz explicó que el volumen todavía limitado de producción exportable condiciona los destinos. “Hoy es más un club de oportunidad, los volúmenes son todavía un poco bajos, por lo cual los destinos son Chile, Brasil y Estados Unidos”, afirmó, al remarcar que el mercado aún se encuentra en una etapa inicial de consolidación.

    El vicepresidente de Rystad también destacó que, a medida que se incremente la capacidad logística, se abrirán nuevas posibilidades comerciales. “En la medida que aumente la producción y esos proyectos de exportación se empiecen a concretar, eso va a dar la posibilidad de firmar contratos directamente con las refinadoras”, señaló.

    “Van a ser contratos más grandes y de más largo plazo, lo cual va a dar certeza comercial al productor para seguir creciendo”, agregó.

    El sudeste asiático el horizonte del petróleo

    De cara al futuro, Díaz proyectó un cambio estructural en los mercados de exportación del crudo. “Cuando se exporte desde Río Negro y se puedan cargar los barcos más grandes, los VLCC, el destino natural va a ser el sudeste asiático, principalmente China e India”, afirmó.

    Según el especialista, esos países se convertirán en los principales compradores hacia 2030. “Esos van a ser los principales mercados para nuestro crudo más hacia el año dos mil treinta, principalmente por costo de transporte y por tipo de crudo”, explicó.

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    El proyecto de GNL mira con atención la demanda de Europa.

    Europa y Asia para el GNL argentino

    En el segmento gasífero, Díaz puso el foco en el mercado europeo y en los recientes acuerdos firmados. “Vimos que Southern Energy firmó un contrato con Alemania. Hoy los principales abastecedores de gas en Europa son Noruega y Estados Unidos, compitiendo cabeza a cabeza”, explicó.

    El ejecutivo remarcó que Europa busca reducir riesgos geopolíticos. “Ya desplazaron casi todo el gas ruso, y los países están buscando más certeza y seguridad energética. Argentina aparece ahí como un jugador importante”, sostuvo, al analizar el contexto internacional.

    Para el corto y mediano plazo, Rystad considera que el mercado europeo es una oportunidad relevante. “De acá a dos mil treinta, Europa es una muy buena opción”, indicó Díaz, al referirse al potencial del GNL argentino en el proceso de diversificación energética del continente.

    Sin embargo, a largo plazo, el foco volvería a desplazarse hacia Asia. “A partir de 2030, por costos menores de transporte y mayores volúmenes, el sudeste asiático va a ser más preponderante”, explicó, proyectando un nuevo equilibrio entre Europa y Asia.

  • El ranking de las petroleras que dominan Vaca Muerta

    El ranking de las petroleras que dominan Vaca Muerta

    El 2025 fue uno de los mejores años en la historia del Oil & Gas argentino, con nuevos récords de producción y un mercado de pases muy activo que provocó grandes cambios en el ranking de mayores empresas.

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    YPF mantuvo el primer puesto en petróleo, pero la distancia se achicó mucho frente al resto al ser un año de transición en el que perdió mucha producción por la venta de áreas convencionales. Así, a pesar de crecer un 34% en Vaca Muerta, en el total de todo el país cayó un 1% para totalizar 256.000 barriles día.

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    Una de las grandes sorpresas fue Vista, que saltó al segundo lugar tras la compra de los activos de Petronas, una jugada que le permitió crecer un 54% interanual para llegar a los 104.000 barriles día.

    PAE cerró el podio con 103.000 barriles, pero perdió el segundo puesto al tener un año parecido a YPF: crecimiento del 36% en el shale oil y caída en los campos maduros, lo que arrojó un mínimo avance del 1% en el saldo final.

    Pluspetrol Bajo del Choique Vaca Muerta shale oil petróleo

    El aporte de Vaca Muerta al nuevo mapa del petróleo mundial

    El TOP del shale oil

    Chevron fue otra de las que tuvo un gran 2025 y llegó al cuarto puesto con un avance del 20% para producir un promedio de 60.000 barriles diarios. Una parte, por los bloques que comprarte con YPF y otra por el inicio de desarrollo intensivo de El Trapial, donde es operador.

    El top 5 lo termina una empresa que ha perdido terreno en el último tiempo y su año fue un fiel reflejo de ello. Shell avanzó apenas un 3%, con el agregado que toda su producción está en Vaca Muerta (46 kbbld) y que en los bloques que es operadora cayó un 9%.

    Sin dudas, la petrolera con mejor desempeño el año pasado fue Pluspetrol. Luego de empezar el desarrollo masivo del bloque Bajo del Choique comprado a Exxon, su producción total aumentó un 86% y la de shale oil un 194%. De esta forma, llega a 36 kbbl propios y salta al tercer puesto si se mide sólo la producción no convencional operada.

    Ya un escalón más abajo estuvieron CGC (28 kbbld y 23% de crecimiento), Equinor (20 kbbld y 27% de avance), Tecpetrol (19 kbbld y 24% de incremeto) y Phoenix (17kbbld y 15% de suba interanual).

  • Equinor concentrará todos sus cañones al offshore

    Equinor concentrará todos sus cañones al offshore

    El acuerdo entre Vista Energy y Equinor marca el retiro de la compañía noruega de Vaca Muerta. La transacción incluyó la participación no operada del 30% de Equinor en Bandurria Sur y su participación no operada del 50% en Bajo del Toro. Sin embargo, la empresa aseguró que su licencia offshore no está afectada por esta operación.

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    El monto total de la transacción se valora en aproximadamente 1.100 millones de dóalres. La transacción tiene una fecha efectiva del 1 de julio de 2025; los intereses devengados se incluirán y pagarán al cierre.

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    “Estamos materializando el valor de dos activos de alta calidad que hemos desarrollado activamente, mientras continuamos optimizando nuestra cartera internacional”, afirmó Philippe Mathieu, vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción Internacional de Equinor.

    «Esta transacción fortalece la flexibilidad financiera de Equinor mientras evaluamos oportunidades en nuestros mercados internacionales estratégicos, donde prevemos un crecimiento sustancial hacia 2030. Al mismo tiempo, mantenemos nuestra opcionalidad a través de nuestras posiciones offshore en Argentina», agregó.

    Equinor está presente en el país desde 2017, ingresando a Vaca Muerta mediante un acuerdo de exploración conjunta con YPF en el activo Bajo del Toro y luego ampliando su cartera en 2020 con la adquisición de Bandurria Sur. La participación de Equinor en la producción de esta área promedió 24.400 barriles de petróleo equivalente (boe) por día en el tercer trimestre de 2025. Bajo del Toro, que aún se encuentra en una fase temprana de desarrollo, aportó 2.100 boe netos por día.

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    El buque Valaris DS -100 fue el encargado de perforar el pozo Argerich, a más de 300 kilómetros del puerto de Mar del Plata.

    El corazón de sus operaciones

    En 2019, Equinor sumó ocho licencias de exploración offshore a su cartera en la Cuenca Argentina Norte y en las cuencas australes de Malvinas y Austral. La evaluación del subsuelo está en curso para determinar el camino comercialmente más atractivo para la cartera offshore. Actualmente no existen compromisos de perforación en las licencias.

    «Esta es una decisión impulsada para incrementar el valor de nuestra cartera internacional y para agudizar nuestro enfoque en Argentina», señaló Chris Golden, vicepresidente senior para Estados Unidos y Argentina en Exploración y Producción Internacional de Equinor.

    tag:reuters.com,2023:newsml_KBN2WZ0Q4

    Equinor apuntará todos sus cañones al Mar Argentino. REUTERS/Ints Kalnins

    El antecedente en el Mar Argentino

    Argerich significó la gran apuesta de Equinor en Argentina. El pozo en el bloque Cuenca Argentina Norte (CAN)-100 generó grandes expectativas en la industria hidrocarburífera para encontrar un nuevo polo productivo, pero los resultados no fueron los esperados.

    Es que en junio de 2024, el pozo no presentó indicios claros de hidrocarburos, pero sirvió para que la operadora recolectara información valiosa para los próximos proyectos.

    “El pozo EQN.MC.A.x-1 en el bloque CAN_100 fue completado de forma segura. Si bien se ha podido confirmar el modelo geológico, no se han encontrado indicios claros de hidrocarburos, por lo cual el pozo ha sido clasificado como seco”, destacaron desde la compañía.

    Los especialistas estimaban que había un 20% de probabilidades de encontrar petróleo en el proyecto Argerich. El número era bajo, pero elevado en los valores que se manejan dentro de la exploración offshore.

    Asimismo, la perforación de este primer pozo en aguas profundas fue un hito en la historia de la exploración costa afuera en la Argentina.

    Ahora, Equinor apuntará todos sus cañones a la exploración de sus áreas en el Mar Argentino teniendo en cuenta que el offshore es su core bussiness.