Autor: Más Energía

  • El oleoducto VMOS recibió cuatro premios internacionales por su financiamiento récord

    El oleoducto VMOS recibió cuatro premios internacionales por su financiamiento récord

    El megaproyecto Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) volvió a quedar en el centro de la escena energética de la región luego de recibir cuatro premios internacionales que reconocen la estructura y el alcance de su financiamiento, considerado el más importante de la historia argentina para una obra de infraestructura.

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    Las distinciones fueron otorgadas por Latin Finance, Project Finance International (PFI) y Global Banking Markets (GBM), tres de las publicaciones más influyentes en el mundo de las finanzas y el project finance.

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    VMOS: el proyecto clave para Vaca Muerta

    El VMOS es una de las iniciativas de infraestructura energética más importantes de América Latina. El proyecto contempla la construcción de un oleoducto de 437 kilómetros que conecta el corazón productivo de la cuenca neuquina con la costa atlántica de Río Negro, donde se desarrolla una nueva terminal portuaria de exportación en Punta Colorada.

    El ducto permitirá transportar petróleo hasta una instalación con capacidad para operar buques tipo VLCC (Very Large Crude Carriers), un salto logístico que habilita exportaciones directas a los mercados internacionales sin depender de infraestructura de terceros.

    El proyecto es impulsado por un consorcio integrado por YPF, Vista, Pan American Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol.

    Los premios que recibió el VMOS

    El proyecto VMOS fue distinguido con cuatro premios internacionales: Préstamo del año (Loan of the Year), otorgado por Latin Finance; Oferta de petróleo y gas del año (Oil & Gas Deal of the Year), concedido por Project Finance International (PFI); y dos galardones de Global Banking Markets (GBM), Project Infrastructure Deal of the Year y Debt Deal of the Year Argentina.

    Financiamiento histórico

    En julio del año pasado, el consorcio cerró un préstamo sindicado por USD 2.000 millones, liderado por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander, junto con más de una decena de bancos internacionales e inversores institucionales. El crédito cubre aproximadamente el 70% de la inversión total del proyecto, mientras que el 30% restante será aportado por los socios.

    Según destacó Latin Finance, se trata del mayor financiamiento privado para infraestructura jamás otorgado en la Argentina, y de una reapertura inédita del financiamiento de proyectos transfronterizos, prácticamente paralizado desde la década pasada.

    “Argentina ha producido petróleo durante más de un siglo, pero sus ambiciones de convertirse en un exportador mundial de crudo se vieron limitadas durante mucho tiempo por deficiencias en infraestructura, escasez de capital y volatilidad macroeconómica. Esta situación ha cambiado”, señaló la publicación al justificar el premio Loan of the Year.

    La ingeniería financiera detrás del reconocimiento

    El préstamo a cinco años fue estructurado como deuda sénior garantizada, con una tasa de SOFR más 5,5%. De acuerdo a información de LatinFinance, «fue organizado y sindicado por un grupo de bancos internacionales que actuaron como organizadores principales y colocadores conjuntos, junto con un sindicato más amplio de 14 prestamistas internacionales adicionales e inversores institucionales».

    «Gracias a la elegibilidad para el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y a un mecanismo de cuentas offshore cuidadosamente diseñado, vinculado a los ingresos de exportación, VMOS puede recibir y retener flujos de efectivo en dólares estadounidenses en el exterior, lo que garantiza el pago oportuno de la deuda y reduce significativamente el riesgo de convertibilidad y transferencia para los prestamistas, un obstáculo de larga data para el financiamiento transfronterizo en Argentina», indicaron desde la firma financiera.

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    Latin Finance, PFI y GBM distinguieron al oleoducto que conectará Vaca Muerta con la costa atlántica.

    “Este fue el financiamiento privado más grande en la historia de Argentina hasta el momento y fue una señal para los mercados internacionales de que Argentina había regresado”, afirmó Gustavo Chaab, director ejecutivo de VMOS.

    Capacidad, exportaciones y proyección a largo plazo

    El oleoducto está diseñado para una capacidad inicial de transporte de 180.000 barriles diarios, con una expansión progresiva hasta superar los 550.000 barriles por día hacia fines de 2027, e incluso escalar hasta 700.000 barriles diarios mediante la incorporación de estaciones de bombeo adicionales.

    La terminal atlántica contará con una capacidad de almacenamiento cercana a los 4,5 millones de barriles, y se espera que la primera producción comience a fines de 2026, con inicio de operaciones comerciales en 2027.

    De acuerdo con estimaciones del consorcio, el VMOS podría habilitar más de USD 15.000 millones en exportaciones anuales a partir de 2027, al aliviar los cuellos de botella en el transporte y consolidar a la Argentina como uno de los principales exportadores de crudo de América del Sur. “Nuestro proyecto abre muchas posibilidades para Vaca Muerta y para la Argentina. Convertirá al país en un actor energético global”, sostuvo Chaab.

  • Vista Energy compra la operación de Equinor en Vaca Muerta

    Vista Energy compra la operación de Equinor en Vaca Muerta

    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)

  • Acuerdo de libre comercio con Europa: ¿cuánto beneficia a Vaca Muerta?

    Acuerdo de libre comercio con Europa: ¿cuánto beneficia a Vaca Muerta?

    Cuando empezaron las primeras negociaciones del tratado de libre comercio entre el Mercosur y la Unión Europea, Vaca Muerta no solo que no existía, sino que no estaba en el radar de ningún analista.

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    Aun así, podría ser uno de los más favorecidos por el acuerdo, con el agregado de aprovechar un viento de cola internacional por la disputa geopolítica entre el viejo continente y Rusia, donde precisa generar nuevos proveedores confiables de energía.

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    Las primeras charlas comenzaron en 1999 y tuvieron un sinfín de idas y vueltas, donde los periodos de mayor avance fueron entre 1999 y 2004, 2016 a 2019 y 2024 a 2025. Si bien todavía faltan pasos concretos como la aprobación parlamentaria y la corrección de errores de redacción, hay optimismo en que estos escollos finales lograrán superarse.

    En términos prácticos, mientras que la Unión Europea eliminará los aranceles para el 92% de las exportaciones pertenecientes al Mercosur, el bloque sudamericano suprimirá aranceles para el 91% de las importaciones que se realicen desde el continente europeo.

    El impacto en importaciones y la apertura del mercado europeo

    Según analizan desde la consultora Economía & Energía, el acuerdo tendría varias implicancias para la industria energética y petrolera. En primer lugar, la reducción gradual de aranceles en bienes de capital claves que usa el sector como equipos especializados e insumos químicos. Eso abarataría la importación de maquinaria, componentes y tecnología.

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    FOTO DE ARCHIVO. Vaca Muerta puede ser uno de los proveedores fiables que busca Europa para el GNL. REUTERS/Dado Ruvic

    En segundo término, se espera una reducción de las barreras que anteriormente limitaban el acceso del biodiesel sudamericano al mercado europeo, uno de los principales destinos de este producto que supo ser uno de los más importantes a nivel de exportaciones energéticas argentinas y luego cayó en desgracia entre la aplicación de aranceles y un giro del mundo hacia otras tecnologías. No obstante, puede haber un espacio interesante de crecimiento.

    “El acuerdo supone una oportunidad para que el Mercosur pueda consolidarse como un proveedor de energía y materias primas para la Unión Europea, que busca reducir su dependencia de otras regiones geopolíticamente más inestables”, subrayaron desde la consultora.

    En ese sentido, un punto relevante es la cláusula que contempla la eliminación progresiva o limitación de los derechos de exportación (retenciones), un paso que el gobierno destacó que está en su hoja de ruta porque lo considera un mal impuesto, pero que por el momento sólo puede reducir las retenciones al petróleo convencional por el impacto fiscal.

    El tratado también implicará una serie de exigencias para la industria, especialmente en términos de sostenibilidad, lo que obligará al sector a adoptar estándares ambientales más estrictos y a certificar la reducción de emisiones de metano para poder exportar al mercado europeo.

  • El cluster GNL y la ruta de los líquidos: la trama detrás del mayor proyecto exportador de la historia

    El cluster GNL y la ruta de los líquidos: la trama detrás del mayor proyecto exportador de la historia

    La reciente reconfiguración del portafolio de YPF en Vaca Muerta es más que un simple movimiento de fichas inmobiliarias: significa la colocación de la piedra angular del Argentina LNG, el proyecto de infraestructura más ambicioso que haya encarado la Argentina en décadas.

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    Al tomar el control total operativo de las áreas Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, la petrolera de bandera terminó de diseñar el “cluster” geológico que alimentará los buques de licuefacción que amarrarán en la costa rionegrina, al norte de Sierra Grande

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    Esta decisión trae aparejada otra definición logística que adelantó Más E: una nueva vía diferente al polo de Bahía Blanca para el procesamiento de los líquidos asociados. YPF ya publicó los edictos de servidumbre para notificar a los superficiarios de la posible traza de 570 kilómetros que atravesaría los departamentos Confluencia y los rionegrinos de El Cuy, Avellaneda y San Antonio.

    Aunque todavía el proyecto -denominado Vaca Muerta Liquids, que contemplaría inversiones por unos 8 mil millones de dólares,- está en etapa de definiciones.

    La importancia de los líquidos

    La ingeniería financiera del Argentina LNG siempre tuvo un desafío central, que es cómo hacer rentables las exportaciones de gas licuado en un mercado global volátil y de márgenes estrechos.

    El negocio es todavía más desafiante para un país con una macroeconomía frágil y sin experiencia en la liga mundial de grandes productores de GNL. La respuesta que encontraron los técnicos de YPF y que terminó de seducir a socios internacionales como la italiana Eni y la árabe ADNOC no está en el metano, sino en la riqueza de subproductos que esconden las tres áreas seleccionadas.

    La decisión política y técnica ya tiene un rumbo, aunque no definitivo por la complejidad de semejante proyecto, que aún debe desandar un largo camino antes de que las compañías sellen la decisión final de inversión, que ascendería a los 17.500 millones de dólares.

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    YPF, ENI, Shell y una nueva compañía buscarán el financiamiento para el proyecto de GNL.

    Tras el acuerdo de estabilidad fiscal firmado la semana pasada entre YPF y la Provincia de Río Negro, el gobernador Alberto Weretilneck parece haber logrado quedarse con otra de las grandes obras de infraestructura del megaproyecto de licuefacción: el poliducto de 22 pulgadas y 570 kilómetros de extensión, necesario para evacuar estos condensados y gases ricos que se producirán en Neuquén para abastecer los buques.

    De consolidarse esta opción, el caño rumbeará hacia el norte de Sierra Grande, y configurará un nuevo hub petroquímico y de exportación ajeno a la infraestructura bahiense.

    Las tres vías a la costa rionegrina

    Esta definición es crítica porque transforma la ecuación económica del negocio. El plan maestro contempla -hasta ahora- tres grandes arterias de acero que correrán en paralelo desde Neuquén hasta el Atlántico. La primera es el gasoducto troncal de 48 pulgadas, una obra inédita por su diámetro en el país, dedicada exclusivamente a transportar hasta 100 millones de metros cúbicos diarios de gas seco para los procesos criogénicos.

    La segunda es el poliducto, que llevará el etano, propano y butano para su fraccionamiento y venta, un flujo de caja que subsidiará los costos de licuefacción.

    Y la tercera vía en análisis es un oleoducto dedicado a la exportación de crudo, una línea independiente del sistema Vaca Muerta Sur que permitirá monetizar el petróleo asociado extraído de las mismas áreas que ahora quedaron bajo la titularidad de YPF tras el canje de activos con Pluspetrol, compañía que también estudia el proyecto para exportar los líquidos de Vaca Muerta.

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    El área de shale gas La Calera, en la formación Vaca Muerta.

    Las ventajas del cluster del GNL

    La elección de Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas como la fuente de alimentación del proyecto responde a una certeza geológica que se validó silenciosamente durante el último año. A diferencia de lo que ocurre en el centro de la cuenca, estos bloques ofrecen una versatilidad térmica única.

    Las Tacanas aporta volumen desde la ventana de gas seco en su sector norte y comienza a entregar líquidos en el sur; Aguada Villanueva funciona como una zona de transición rica en gas húmedo y condensado; y Meseta Buena Esperanza, la cabecera operativa del sistema, tiene la particularidad de estar atravesada transversalmente por las tres franjas de madurez de la roca generadora.

    Esta característica permite replicar el modelo de productividad de La Calera, el yacimiento estrella de Pluspetrol que hoy lidera la producción de gas con líquidos asociados. Lejos de ser una apuesta a ciegas, el riesgo minero de este nuevo cluster ya fue mitigado.

    Seis pozos que confirman el potencial

    Las tres áreas cuentan seis pozos horizontales perforados y fracturados, dos cada una, cuyos ensayos de terminación realizados durante 2025 arrojaron resultados que confirman la presunción de los geólogos: el subsuelo tiene la capacidad de entregar los volúmenes masivos y la mezcla de fluidos necesaria para sostener el proyecto a largo plazo.

    La entrada de la italiana Eni con participación accionaria en el upstream y el interés de la estatal de Abu Dabi, ADNOC, en toda la cadena de valor, se explican por esas bondades del shale neuquino. Los inversores no buscan solo gas para licuar, sino capturar la renta completa de los líquidos y el petróleo liviano que este rincón de Neuquén puede entregar como productos de mejor valuación.

    A su vez, YPF avanzaba en las negociaciones con la provincia del Neuquén para convertir estos permisos exploratorios en Concesiones de Explotación No Convencional (CENCH) por 35 años, herramienta que asegura el marco legal para un desarrollo en modo factoría.

  • Las locomotoras petroleras: las áreas que explican el crecimiento récord de Vaca Muerta

    Las locomotoras petroleras: las áreas que explican el crecimiento récord de Vaca Muerta

    Mes a mes, Vaca Muerta confirma que su expansión no se detiene. Diciembre volvió a marcar un nuevo récord para la producción petrolera argentina, con un total de 860.036 barriles diarios. Detrás de ese número aparecen áreas que funcionan como verdaderas locomotoras, que marcan una etapa de crecimiento constante y redefinen el mapa energético nacional.

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    El avance del shale se refleja en un incremento mensual del 1,54% y un salto interanual del 13,77%. La producción no convencional creció 2,36% respecto de noviembre y más de 31% en comparación con el mismo mes del año anterior. Estos datos confirman que el impulso central proviene de Vaca Muerta y de sus áreas más productivas.

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    En contraposición, el segmento convencional volvió a mostrar una tendencia descendente. En diciembre registró una leve baja mensual del 0,24% y una caída interanual del 12,01%. Este retroceso refuerza el cambio estructural que vive la industria, con el shale desplazando progresivamente a los yacimientos maduros.

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

    El liderazgo de Vaca Muerta y sus áreas más productivas

    Según los datos analizados por el consultor Fernando Salvetti, Loma Campana continúa siendo el principal motor del petróleo argentino. El yacimiento operado por YPF alcanzó en diciembre una producción de 102.433 barriles diarios, equivalente al 11,91% del total nacional. Además, registró una suba mensual del 10,45%, consolidando su posición como el área más importante del país.

    En segundo lugar aparece La Amarga Chica, también bajo operación de YPF, con 86.385 barriles diarios y una participación del 10,04%. Su crecimiento del 2,11% mensual refleja estabilidad operativa y eficiencia productiva, factores que le permiten sostenerse como uno de los pilares del desarrollo no convencional.

    Bandurria Sur completa el podio de Vaca Muerta con 63.686 barriles diarios y una mejora del 3,35% respecto del mes anterior. Este bloque se consolidó como una de las áreas más relevantes del shale, combinando altos niveles de producción con una curva de crecimiento sostenida.

    Más atrás, Bajada del Palo Oeste, operada por Vista Energy, registró 51.044 barriles diarios. Aunque mostró una baja mensual del 2,32%, sigue siendo una referencia dentro del desarrollo no convencional. Por su parte, La Angostura Sur I sorprendió con una suba del 12,11%, alcanzando los 34.333 barriles diarios.

    Uno de los datos más destacados fue el ingreso de Bajo del Choique–La Invernada, de Pluspetrol, al top ten nacional. Con 22.580 barriles diarios y un salto mensual del 33,87%, se posicionó como una de las áreas de mayor dinamismo. A esto se suman El Trapial Este, de Chevron, y La Calera, también de Pluspetrol, ambas superando los 21 mil barriles diarios.

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    El área de shale gas La Calera, en la formación Vaca Muerta.

    Infraestructura y el sostén del crecimiento productivo

    El rendimiento de las áreas de Vaca Muerta está estrechamente ligado al desarrollo de infraestructura. En los últimos años, se aceleraron inversiones en oleoductos, plantas de tratamiento y sistemas de transporte para acompañar el aumento de producción y evitar cuellos de botella en la evacuación del crudo.

    Entre los proyectos más relevantes se encuentran las ampliaciones del sistema de Oldelval y el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y las obras vinculadas al transporte hacia Bahía Blanca. Estas iniciativas permiten canalizar mayores volúmenes hacia refinerías y terminales de exportación, fortaleciendo el perfil exportador del shale argentino.

    También avanzan mejoras en instalaciones de almacenamiento, bombeo y logística, que resultan fundamentales para sostener el ritmo de crecimiento. Sin estas obras, el desempeño de las áreas líderes estaría limitado, independientemente de su potencial geológico y operativo.

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    Cerro Dragón es el corazón del convencional.

    El aporte del Golfo San Jorge

    Aunque el protagonismo se concentra en Vaca Muerta, la Cuenca del Golfo San Jorge sigue teniendo un rol relevante en la producción nacional. Anticlinal Grande–Cerro Dragón, operada por Pan American Energy, produjo en diciembre 60.494 barriles diarios, con una suba mensual del 5,08%, representando el 7,03% del total país.

    Este yacimiento continúa siendo el principal exponente del petróleo convencional argentino, mostrando capacidad de sostener volúmenes significativos en un contexto de madurez. Su desempeño permite amortiguar, en parte, el retroceso general del segmento tradicional.

    En tanto, Manantiales Behr, operada hasta diciembre por YPF y adquirido por Rovella Energy, alcanzó los 25.433 barriles diarios, con un crecimiento mensual del 2,81%. Aunque lejos de los niveles del shale, sigue siendo un activo relevante dentro de la cuenca.

  • DLS Archer se retira del Golfo San Jorge, cambia de control y redobla su apuesta en Vaca Muerta

    DLS Archer se retira del Golfo San Jorge, cambia de control y redobla su apuesta en Vaca Muerta

    DLS Archer avanzó con la venta de su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, una operación que marca un giro en su estrategia local. La desinversión incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y cerca de 750 empleados, y responde a la decisión de concentrar recursos y capital en el desarrollo de Vaca Muerta, el principal polo de crecimiento del sector energético nacional. A partir de este movimiento, la compañía pasó a denominarse Nova Energy Argentina, dando inicio a una nueva etapa para las operaciones convencionales en el sur del país.

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    “Queremos expresar nuestro más sincero agradecimiento a todos los colaboradores que han demostrado una performance operativa excepcional a lo largo de los años, basada en la seguridad, la excelencia y la mejora continua. Estamos convencidos de que esta transición será positiva para su desarrollo bajo un nuevo grupo accionista con una sólida presencia en la región. También agradecemos a nuestros clientes y líderes sindicales, quienes nos han acompañado en este camino”, afirmó Gerardo Molinaro, vicepresidente de Land Drilling de DLS Archer.

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    DLS cambia de control y nace Nova Energy Argentina

    El nuevo control de DLS quedó en manos de una sociedad vinculada a un grupo económico regional, integrado por Vientos del Sur y SGA Servicios, junto con Aconcagua Energía.

    Según detalló la empresa en un comunicado, Nova Energy Argentina continuará prestando servicios de workover y pulling en Chubut y Santa Cruz, manteniendo su base operativa en Comodoro Rivadavia y garantizando la continuidad de las actividades en el Golfo San Jorge, con foco en la seguridad, la eficiencia operativa y la estabilidad laboral.

    En el marco del relanzamiento, Diego Trabucco fue designado presidente y CEO de la firma. “Iniciamos esta nueva etapa con una mirada de largo plazo sobre el Golfo San Jorge, con foco en la continuidad operativa, la seguridad y la eficiencia, y con el compromiso de fortalecer las operaciones, acompañar el desarrollo de nuestros equipos y generar valor sostenible para nuestros clientes y la región”, señaló Trabucco.

    Desde la empresa remarcaron que la prioridad será sostener el arraigo regional, reforzar la excelencia operativa y consolidar una visión industrial enfocada en la sustentabilidad del negocio convencional.

    Diego Trabucco Aconcagua Energía 1

    Foco total en el no convencional

    Tras concretar la venta de su negocio en las provincias de Chubut y Santa Cruz, DLS Archer concentrará sus operaciones en servicios de perforación y workover en Vaca Muerta, donde recientemente fue adjudicada con un contrato de peso junto a YPF, considerado uno de los más importantes del mercado local de servicios petroleros.

    En diciembre pasado, la petrolera de mayoría estatal y DLS firmaron un acuerdo a cinco años para la provisión y operación de siete equipos de perforación de última generación, equipados con tecnología de punta e integración de Perforación Controlada por Presión (MPD). El contrato, el más grande adjudicado por YPF en este segmento, incorpora mejoras operativas y estándares superiores en materia de seguridad y desempeño ambiental.

    Desde la empresa de servicios explicaron que el trato alcanzado “refuerza la alianza estratégica entre ambas compañías, combinando experiencia global, liderazgo tecnológico y un compromiso creciente con la innovación y la excelencia operacional”.

    Más allá de Vaca Muerta: el trabajo en Palermo Aike

    Además del corazón productivo de Neuquén, DLS Archer mantendrá participación en proyectos especiales de perforación no convencional en Palermo Aike, en Santa Cruz, y en iniciativas exploratorias de perforación profunda, lo que le permitirá sostener presencia en desarrollos de alto riesgo técnico, pero con potencial de largo plazo.

    Esta estrategia se apoya en el proceso de expansión iniciado en 2024 tras la adquisición de ADA, subsidiaria de Air Drilling Associates Inc., que le permitió a la compañía diversificar su portafolio y consolidarse como proveedor de soluciones integrales para el desarrollo de recursos no convencionales en la Argentina.

    Palermo Aike locación pozos Santa Cruz YPF

    YPF comenzó la construcción de la locación de los tres pozos en Palermo Aike.

    “YPF es el actor principal en la industria y la firma de este nuevo contrato nos enorgullece, al tiempo que reafirma nuestro compromiso con la excelencia en todos los aspectos de nuestras operaciones”, señaló Molinaro.

    “El sector de petróleo y gas en Argentina continúa experimentando un crecimiento sostenido. Este nuevo contrato fortalece notablemente nuestro posicionamiento en el mercado y la rentabilidad de nuestras operaciones locales”, afirmó, y agregó que el acuerdo abre “nuevas oportunidades de crecimiento en el corto y mediano plazo”, expresó por su parte Dag Skindlo, CEO de Archer.

  • Electromovilidad en Argentina: la controvertida llegada de triciclos eléctricos a Posadas

    Electromovilidad en Argentina: la controvertida llegada de triciclos eléctricos a Posadas

    La posible llegada de triciclos eléctricos para el transporte de pasajeros en Posadas, Misiones, encendió un debate profundo sobre la seguridad vial y la regulación estatal en Argentina. La empresa GOU Argentina impulsa esta iniciativa mediante una aplicación de viajes, pero su puesta en marcha enfrenta un obstáculo insalvable: la falta de homologación nacional.

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    Sin la Licencia de Configuración de Modelo (LCM), que otorgan organismos nacionales, los municipios carecen de potestad para habilitar estos servicios.

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    Desde el área de Movilidad Urbana de Posadas aclararon que la decisión no depende de una ordenanza local. Los vehículos requieren una categoría específica de licencia de conducir y seguros obligatorios que solo surgen tras la validación técnica nacional.

    Estos triciclos cuentan con motor eléctrico, alcanzan una velocidad máxima de 35 km/h y poseen una autonomía de hasta 120 kilómetros. Según Gonzalo Tracci, emprendedor de Goya (Corrientes), creador de GOU, estas unidades resultan «más seguras que una moto y menos invasivas que un auto».

    Sin embargo, el panorama regulatorio se endureció recientemente. El Decreto 44/2026, firmado por el Poder Ejecutivo, excluyó explícitamente a las categorías L1 a L7 (motos, triciclos y microautos) del beneficio de arancel cero para la importación.

    Ahora, para acceder a beneficios impositivos, un vehículo debe pesar más de 400 kg (sin baterías), superar los 15 kW de potencia y ofrecer más de 80 km de autonomía. Esta medida orienta el mercado hacia autos de mayores prestaciones, dejando fuera a la micromovilidad eléctrica más económica.

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    El buque BYD Changzhou en Zárate: símbolo de la expansión de la electromovilidad china en Argentina.

    Contexto de importaciones: el dominio chino

    Mientras los triciclos pelean por su lugar, el mercado de autos eléctricos e híbridos convencionales vive una transformación radical. En enero de 2026, desembarcaron más de 5.000 vehículos de la marca BYD en el puerto de Zárate, consolidando la presencia de gigantes asiáticos. Según fuentes del sector, el 85% de los vehículos electrificados que llegan al país provienen de China.

    Los precios de referencia de la Guía Oficial de ACARA para estos modelos son:

    • BYD Dolphin Mini (GL): US$ 22.990.
    • BYD Yuan Pro (GL): US$ 29.990.
    • BYD Song Pro DM-i: US$ 34.990.

    A pesar de la oferta, el uso del cupo de 50.000 unidades anuales sin arancel del 35% mostró dificultades en 2025. Según datos de la consultora privada SIOMAA, solo se patentó el 17% (8.524 unidades) del cupo disponible ese año debido a retrasos logísticos y de implementación.

    El modelo más vendido bajo este régimen fue el BAIC BJ30 híbrido, con 1.961 unidades registradas.

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    El Coradir Tito, un referente de la categoría L7 que enfrenta limitaciones técnicas en rutas y autopistas.

    Tito, el antecedente

    El sector especializado observa con cautela la seguridad de los vehículos livianos. El antecedente del Tito, fabricado por Coradir, muestra las limitaciones de la categoría L7: su circulación se restringe a calles y avenidas, prohibiéndose su uso en rutas o autopistas.

    Además, la normativa L6/L7 exime a estos modelos de sistemas de seguridad obligatorios para autos tradicionales, como frenos ABS, airbags o control de estabilidad.

    El debate sobre los triciclos eléctricos en Posadas se inscribe así en una tensión mayor entre la necesidad de fomentar la movilidad sustentable y la exigencia de estándares técnicos que garanticen la seguridad del usuario en la vía pública

  • Tarifas de febrero 2026: llegan los aumentos de luz y gas con un nuevo esquema para “aplanar” el invierno

    Tarifas de febrero 2026: llegan los aumentos de luz y gas con un nuevo esquema para “aplanar” el invierno

    A partir de febrero, los usuarios de servicios públicos comenzarán a recibir facturas con nuevos aumentos. La medida responde a una actualización de tarifas necesaria para sostener las redes de transporte y distribución, pero también introduce una novedad en la forma de calcular el precio del gas para morigerar el impacto en el bolsillo de los hogares de cara a la temporada invernal, en un año en que se aplicará un fuerte recorte a los subsidios.

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    En el caso de la electricidad, el impacto será moderado para los residentes del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Los clientes de Edenor y Edesur verán un ajuste promedio del 3,59% en sus boletas. En el resto del país, la variación dependerá de las decisiones que tomen los entes reguladores de cada provincia, informó la Secretaría de Energía de la Nación.

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    Gas: unificación de precio

    La mayor novedad se da en el servicio de gas, que tendrá un incremento promedio del 16,86% a nivel nacional. Si bien un aumento de doble dígito puede llamar la atención en pleno verano, la medida tiene una explicación técnica y estratégica: la aplicación de un precio de gas unificado y fijo para todo el año.

    Hasta ahora, la estacionalidad jugaba un rol determinante en el precio. El nuevo esquema busca darle previsibilidad al usuario: se aplica un aumento ahora —en un mes donde el consumo de gas es naturalmente muy bajo— para evitar que el precio se dispare en invierno. De esta forma, se busca «aplanar» la curva de gastos anuales y evitar que las facturas de julio o agosto lleguen con montos imposibles de afrontar cuando la calefacción está encendida.

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    El 6 de febrero será la audiencia pública por el aumento de la tarifa de gas.

    Además de este cambio estructural, la suba contempla la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria y la actualización por fórmula (que combina la inflación mayorista y minorista) para que la tarifa no pierda valor real frente a la economía.

    El impacto real en el bolsillo

    Más allá de los porcentajes, la pregunta clave es cuánto dinero extra habrá que desembolsar. Según las proyecciones oficiales, el impacto nominal será bajo para la gran mayoría de los hogares debido al escaso consumo de febrero.

    Para la categoría residencial más numerosa (R1), que agrupa a casi 4 millones de usuarios (el 42% del total), los aumentos serán de $3.000 o menos. De hecho, se estima que uno de cada cinco clientes pagará una diferencia menor a los $1.000 respecto al mes anterior.

    Si se amplía la mirada a la clase media, que abarca las primeras cuatro categorías residenciales (el 70% del país), los incrementos oscilarán entre los $960 y los $6.400. Por su parte, el segmento de mayores ingresos y consumos —que representa el 30% restante— afrontará subas que van desde los $2.900 hasta los $11.300 en promedio.

    Guía: cómo chequear y mantener los subsidios (SEF)

    Uno de los componentes que explica el aumento es la plena aplicación del nuevo esquema de subsidios SEF. Para evitar pagar la tarifa plena si no corresponde, es vital que los usuarios verifiquen su situación actual.

    1. Revisá tu factura:

    Lo primero es identificar en la boleta de luz o gas en qué categoría fuiste encuadrado este mes. Debés buscar la leyenda que indica el nivel de segmentación (N1, N2 o N3) o la categoría específica del nuevo SEF. Si apareces como «Nivel 1» o «Sin Subsidio» y tus ingresos no superan el tope establecido, hay un error o falta de registro.

    2. Actualizá tus datos:

    El sistema cruza información de ingresos y patrimonio constantemente. Si tu situación laboral cambió recientemente, si te mudaste o si hay un nuevo integrante en el hogar que aporta ingresos, es obligatorio actualizar la Declaración Jurada en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) o la plataforma oficial vigente.

    3. El tope de consumo:

    Recordá que, incluso manteniendo el subsidio, el esquema SEF suele subsidiar un bloque de consumo base. Todo lo que exceda ese límite se paga a precio pleno. Por eso, la eficiencia energética sigue siendo la mejor herramienta para cuidar el presupuesto familiar.

  • GeoPark compró los activos de Frontera Energy en Colombia

    GeoPark compró los activos de Frontera Energy en Colombia

    La compañía energética GeoPark Limited anunció la firma de un acuerdo definitivo con Frontera Energy Corporation para la adquisición del 100% de sus activos de exploración y producción de petróleo y gas en Colombia. La operación marca un nuevo hito para la empresa tras su ingreso a la formación Vaca Muerta, en Argentina, el año pasado.

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    La transacción fija un precio de compra en efectivo de 375 millones de dólares, monto sujeto a los ajustes habituales de cierre. El acuerdo estipula además un pago adicional de 25 millones de dólares, condicionado al cumplimiento de metas específicas de desarrollo. GeoPark asume también notas no garantizadas por 310 millones de dólares con vencimiento en 2028 y una facilidad de prepago pendiente de 79 millones. El valor empresarial total de los activos adquiridos ronda los 600 millones de dólares.

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    Expansión operativa y reservas

    Esta adquisición incorpora al portafolio de GeoPark 17 bloques de exploración y producción en territorio colombiano. La operación excluye la sociedad holding de Frontera Energy, sus activos de infraestructura y sus intereses en Guyana.

    Con este movimiento, la compañía duplica sus reservas probadas (1P) y probadas más probables (2P). La integración suma de manera inmediata aproximadamente 99 millones de barriles de petróleo equivalente (mmboe) en reservas 1P y 147 mmboe en reservas 2P.

    La producción pro forma proyectada superará los 90.000 barriles de petróleo equivalente por día (boepd) para el año 2028. Esta cifra duplica la estimación previa de la empresa, que oscilaba entre 44.000 y 46.000 boepd. Asimismo, el EBITDA estimado para ese mismo año se eleva a aproximadamente 950 millones de dólares.

    Enfoque estratégico y Vaca Muerta

    Felipe Bayón, CEO de GeoPark, afirmó que el acuerdo posiciona a la firma como el mayor operador privado en Colombia. La estrategia apunta a la creación de una plataforma regional independiente con mayor escala y flujo de caja.

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    Felipe Bayón, CEO de GeoPark.

    La empresa indicó que esta solidez financiera facilita el financiamiento de sus planes de crecimiento en Vaca Muerta. La mayor base de flujo de caja y la reducción del punto de equilibrio en efectivo por barril (aproximadamente 8 dólares menos a precios actuales) sustentan la inversión en el proyecto argentino sin descuidar la asignación de capital.

    El CEO de la compañía indicó que la nueva adquisición les permite tener «una plataforma más sólida y resiliente, con mayor escala, producción estable más prolongada y mayor solidez del flujo de caja, mientras seguimos financiando nuestro crecimiento en Vaca Muerta».

    Detalles de los activos y cierre

    El portafolio adquirido abarca dos zonas principales: la Cuenca del Valle Inferior del Magdalena y la Cuenca Llanos. Entre los activos clave figuran el campo Quifa y los bloques CPE-6, Guatiquía, Cubiro y VIM-1. La transacción incluye el proyecto de gestión de agua y sostenibilidad ambiental, compuesto por la planta de tratamiento SAARA y el proyecto agrícola ProAgrollanos.

    La financiación de la compra proviene de la caja disponible y de fuentes comprometidas, como una facilidad de prepago con Vitol por hasta 500 millones de dólares. La empresa confirmó que no emitirá nuevas acciones para esta operación.

    La fecha efectiva de la transacción es el 1 de enero de 2026 y su cierre depende de las aprobaciones regulatorias correspondientes.

  • Autodespacho en estaciones de YPF: el sistema ya funciona en 100 puntos del país

    Autodespacho en estaciones de YPF: el sistema ya funciona en 100 puntos del país

    YPF dio un nuevo paso en la transformación de su red comercial al poner en marcha el sistema de autodespacho en su estación de servicio de Famaillá, en Tucumán. Con esta incorporación, la petrolera de bandera nacional llegó a las 100 bocas de expendio operando bajo esta modalidad en distintos puntos del país, como parte de una estrategia orientada a modernizar la experiencia del cliente y estandarizar procesos en toda su red.

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    El despliegue tiene alcance federal y se extiende por casi todas las provincias argentinas. La excepción la constituyen Buenos Aires, La Pampa y Jujuy, donde la normativa vigente no habilita aún este tipo de operación.

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    El plan de YPF

    Desde YPF inscriben este avance dentro de su hoja de ruta corporativa. El presidente y CEO de la empresa, Horacio Marín, destacó el valor del hito alcanzado: “Alcanzar 100 estaciones con autodespacho es un hito concreto dentro de nuestro Plan 4×4. Marca el rumbo de la YPF que queremos: una compañía moderna, competitiva y enfocada en la experiencia del cliente. Logramos escalar un sistema ágil y seguro, que convive con la atención tradicional”.

    La modalidad no reemplaza el esquema clásico de atención en playa, sino que se integra como una alternativa adicional, permitiendo al usuario elegir cómo cargar combustible. En ese esquema mixto, el personal mantiene un rol activo, brindando asistencia cuando es requerida y funcionando como nexo entre los distintos canales de atención.

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    La petrolera extendió el sistema en su red de estaciones

    Según datos relevados por la propia compañía, el autodespacho muestra niveles elevados de aceptación entre los usuarios. Una amplia mayoría (86%) manifestó su intención de volver a utilizar el sistema, valorando especialmente la rapidez del proceso, la simplicidad operativa y el control de la carga a través de la App YPF. En tanto, el 74% calificó la experiencia con la máxima puntuación y el 73% completó la carga en menos de 5 minutos.

    Cómo funciona el autodespacho

    La habilitación del autodespacho se realizó de forma gradual y bajo protocolos estrictos. Según explicaron desde YPF en un comunicado, cada estación fue adaptada con señalización específica, demarcación en el piso y herramientas digitales que permiten iniciar la operación mediante un código QR ubicado en la zona de carga. Además, se incorporaron dispositivos de asistencia para acompañar a los usuarios durante el proceso.

    Desde la empresa subrayan que estos lineamientos buscan garantizar una operatoria segura y consistente en toda la red, independientemente de la provincia o la escala de la estación.

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    El autodespacho de YPF se consolida como alternativa de carga

    Modernización de la red de estaciones de YPF

    La expansión del autodespacho se inscribe en una estrategia más amplia de modernización del negocio de retail de YPF. El objetivo es ofrecer un servicio más ágil y flexible, alineado con prácticas que ya son habituales en otros mercados, pero adaptadas a la realidad regulatoria y operativa local.

    Con la expansión del autodespacho, la empresa avanza en la incorporación de herramientas digitales en su red de estaciones, sin abandonar el esquema tradicional que sigue siendo dominante en gran parte del país.