Categoría: Patagonia Shale

Vaca Muerta al mundo: Camuzzi lanza “LNG del Plata”, un megaproyecto de exportación de USD 3.900 millones
Camuzzi Gas Inversora S.A. anunció hoy su próximo ingreso al mercado internacional con el lanzamiento de “LNG del Plata”, un ambicioso desarrollo energético destinado a licuar y exportar gas natural de Vaca Muerta desde el puerto bonaerense de La Plata. Con una inversión proyectada de USD 3.900 millones para los próximos 20 años, la empresa busca capitalizar la normalización del sector energético para transformar la infraestructura nacional en una plataforma de exportación.
El proyecto se centra en la instalación de un buque de licuefacción (Floating LNG) cercana a la localidad de Ensenada, provincia de Buenos Aires. El objetivo es exportar 2.4 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.
Camuzzi apuesta a la expansión
La decisión de inversión se da en un contexto de cambio profundo para la industria. Según fuentes ejecutivas de la compañía, la revisión tarifaria y la normalización de contratos iniciada en abril de 2024 fueron determinantes para cambiar el horizonte de planificación.
“Pasamos de una etapa donde la prioridad era la caja para pagar sueldos, a poder proyectar obras a 10 años vista”, explicaron desde la empresa. El respeto a los contratos y el sistema de actualizaciones mensuales en base a costos han permitido que el sector regulado vuelva a acceder al crédito y a pensar en grandes desarrollos de infraestructura.
Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora. Cómo funcionará el esquema “dual”
La clave de LNG del Plata radica en la eficiencia del transporte. El sistema aprovechará la capacidad ociosa de los gasoductos existentes durante la ventana de verano (septiembre a mayo), cuando el consumo residencial en Argentina baja drásticamente.
El esquema operativo se divide en dos fases estacionales: en verano se llevará a cabo la fase de exportación. Se comprará gas en boca de pozo en Vaca Muerta, se transportará por la red actual hasta la zona de Ensenada y se inyectará al buque licuefactor para su venta al exterior.
Mientras que durante el invierno se priorizará el abastecimiento interno. El proyecto funcionará como un estabilizador del sistema, al liberar gas natural para atender los picos de demanda local, desplazando así el uso de combustibles líquidos más costosos y contaminantes para la generación eléctrica.
Infraestructura de GNL y plazos
La inversión inicial contempla una obra de ingeniería compleja que incluye una nueva infraestructura de transporte para conectar la entrega en Buchanan hasta Ensenada, un gasoducto subacuático de 10 kilómetros y una plataforma offshore para el amarre del buque licuefactor.
Se prevé que las obras comiencen en 2026, con el objetivo de iniciar las operaciones formales de exportación en 2028. Actualmente, Camuzzi se encuentra en negociaciones avanzadas con un partner internacional de primer nivel para la operación tecnológica.
Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora, destacó el rol estratégico de la iniciativa: “Este proyecto es sumamente relevante para el desarrollo del país, ya que no solo permitirá generar 500 puestos directos de trabajo, sino que aportará más de USD 14.500 millones en divisas provenientes de exportaciones”.
La compañía, liderada por Macfarlane junto a Jorge Brito y el grupo italiano de Fabrizio Garilli, refuerza con este movimiento su posicionamiento, integrando el transporte regulado con el negocio de exportación no regulado, una oportunidad que el mercado global de energía ofrece a la Argentina.
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02/12/2025
Galuccio: “Vaca Muerta es el terreno ideal para las independientes de EE.UU.”
En un cierre de año marcado por récords de producción en la Cuenca Neuquina, Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista, ofreció una clase magistral de estrategia energética durante el evento Energy Day de Econojournal. Lejos de quedarse en la celebración de los hitos alcanzados, el ejecutivo proyectó el escenario para la segunda mitad de la década, y destacó que hay una ventana de oportunidad única donde Vaca Muerta corre con ventaja técnica y económica incluso frente a gigantes consolidados como el Presal brasileño.
La batalla de los ciclos: Flexibilidad vs. Rigidez
Uno de los puntos más altos de su alocución fue el análisis comparativo de la competitividad de los recursos. Galuccio fue contundente al afirmar que, en el actual contexto de volatilidad geopolítica y fluctuación de precios, Vaca Muerta posee un atributo superior al offshore de aguas profundas: el “ciclo corto”.
Mientras que los desarrollos en Brasil dependen de inmensas inversiones de capital hundido y contratos a largo plazo con unidades flotantes de producción (FPSO), el shale neuquino permite una gestión de caja dinámica. “Brasil tiene una economicidad envidiable, pero no tiene el ciclo corto que tenemos nosotros. Detener hoy 15 FPSO que están viniendo para Brasil no es a costo cero. Nosotros podemos frenar, arrancar y acelerar en plazos de tres meses”, explicó Galuccio.
Esta capacidad de reacción es vital. Permite a las operadoras proteger su caja en momentos de precios bajos (“soft”) y acelerar agresivamente cuando el mercado ofrece un “premium” por riesgo geopolítico. Con pozos que se perforan en 13 días y se completan en 20, la Argentina tiene una “botonera” de respuesta rápida que pocos plays en el mundo pueden ofrecer fuera de los Estados Unidos.
El llamado a las “independientes” y el riesgo de superficie
Mirando hacia el 2030, el desafío ya no es geológico. Galuccio recordó que en 2012 Vaca Muerta era “para creyentes”, pero hoy, con una producción de 550.000 barriles diarios (60% del total país) y la roca deriskeada, el desafío es de escala. Para dar el salto cuántico en producción, el CEO de Vista señaló que el ecosistema local necesita nuevos actores, específicamente las compañías independientes norteamericanas.
“Los que hoy están buscando casas o van a empezar a buscar nuevas casas son los norteamericanos y las compañías independientes”, aseguró. Estas empresas poseen el know-how, la profundidad financiera y la mentalidad adecuada para el no convencional. Sin embargo, para atraerlas, Argentina debe resolver la dicotomía del riesgo: ellas se sienten cómodas con el underground risk (el riesgo del subsuelo), pero el país debe garantizar estabilidad en el overground risk (el riesgo de superficie: regulaciones, acceso a divisas y marco fiscal).
Galuccio instó a imaginar un mercado con “10 o 12 Vistas” operando en simultáneo, lo que permitiría pasar de los actuales 40 equipos de perforación activos a los 300 o 400 que se necesitan para asemejarse al desarrollo del Permian o Eagle Ford. “Estados Unidos tiene 450 equipos en el ocaso; nosotros tenemos 40 en el amanecer”, graficó, evidenciando la magnitud de lo que falta por hacer.
Cultura de eficiencia y visión 2027
El ejecutivo también dedicó un párrafo a la cultura corporativa necesaria para explotar este recurso. Citó el modelo de Vista, donde el 40% de los empleados son accionistas y existe una regla de oro: no puede haber más de cuatro niveles jerárquicos entre el CEO y el jefe de equipo en el pozo (tool pusher). Esta agilidad, propia de una startup pero aplicada a una corporación, es lo que permite reducir costos y maximizar el valor de la acción.
Finalmente, sobre el mercado global, Galuccio se mostró “constructivo”. Aunque prevé un 2026 con precios quizás más suaves debido al unwinding de la OPEP y la desaceleración de China, vislumbra un 2027 sólido en demanda. En este tablero, Argentina ya juega como un exportador estructural neto, un cambio de paradigma que, según Galuccio, obliga a la política y a la industria a trabajar alineados para no desaprovechar la oportunidad histórica de ser un proveedor energético global confiable.
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02/12/2025
Las claves de la pelea por las represas: montos, ganadores y sorpresas
El Gobierno abrió este viernes las propuestas económicas para transferir la operación de las cuatro represas del Comahue y recibió ofertas que alcanzan los US$ 684,3 millones. El proceso determinará quién controlará durante los próximos 30 años las centrales Alicurá, Piedra del Águila, El Chocón–Arroyito y Cerros Colorados, ubicadas sobre los ríos Limay y Neuquén, un corredor clave para la estabilidad del sistema eléctrico nacional.
La jornada expuso una tendencia que ya domina las conversaciones en el sector: los grupos argentinos avanzan sobre un terreno que históricamente manejaron las multinacionales. Esta dinámica modifica la estructura de poder de la energía local y abre un capítulo distinto para la generación hidroeléctrica del país.
Alicurá: Edison Inversiones desplaza a AES
En Alicurá (1.000 MW), Edison Inversiones presentó US$ 162 millones y superó la propuesta de AES, que ofreció US$ 130 millones para retener la central. El movimiento refleja el salto de Edison dentro del negocio de generación y consolida una estrategia que busca ampliar su peso en el mercado energético.
Piedra del Águila: Central Puerto asegura su bastión
La represa Piedra del Águila (1.400 MW) seguirá bajo el control de Central Puerto, que propuso US$ 245 millones. La compañía defendió su activo más relevante dentro del segmento hídrico y afianzó su presencia como uno de los operadores más influyentes de la matriz eléctrica argentina.
El Chocón–Arroyito: BML lidera, pero la diferencia habilita un desempate
En El Chocón–Arroyito (1.320 MW), BML Inversora quedó al frente con una oferta de US$ 235,6 millones, muy por encima de los US$ 172,2 millones que presentó Enel, actual concesionario. El consorcio Hidroeléctrica Futaleufú ofertó US$ 223,8 millones y quedó dentro del margen que autoriza un desempate, por lo que la definición todavía permanece abierta.
Cerros Colorados: BML vuelve a ofrecer el monto más alto y aparece otro escenario de desempate
La central Cerros Colorados–Planicie Banderita (450 MW) también mostró liderazgo de BML, que ofreció US$ 41,7 millones.
Edison Inversiones quedó en segundo lugar con US$ 38 millones, una diferencia menor al 10% que exige el pliego para cerrar la adjudicación de manera directa. Al igual que en El Chocón, la disputa podría resolverse en una segunda instancia.
Quién es quién: los grupos que disputan las represas del Comahue
El avance de los siete grupos sobre las represas del Comahue que superaron la etapa técnica revela un escenario distinto al de las décadas en las que las compañías globales marcaban el pulso del sector.
BML Inversora, liderada por Manuel Santos Uribelarrea, apuesta a consolidar un crecimiento que arrancó en el agro y tomó fuerza en la energía. El empresario se mueve con ambición para ampliar su cartera eléctrica y lo demuestra con las ofertas más altas en El Chocón–Arroyito y Cerros Colorados, dos de las centrales más disputadas del proceso.
Edison Inversiones se mueve con la misma velocidad. La sociedad que integran la familia Neuss, la dupla Cherñajovsky–Galli de Newsan y los socios del fondo Inverlat extiende su presencia en el país. Después de sumar distribuidoras en Tucumán y Jujuy, decidió dar un salto hacia la generación hidroeléctrica y logró la oferta más competitiva por Alicurá, además de quedar bien posicionada en Cerros Colorados.
Central Puerto conserva su lugar entre los grandes operadores del mercado. Con el impulso de Guillermo Reca, la familia Miguens–Bemberg y Eduardo Escasany, aseguró Piedra del Águila, la usina más poderosa del paquete, y reafirmó un esquema que combina generación térmica, renovable e hidroeléctrica dentro de una estructura empresaria de enorme influencia.
Hidroeléctrica Futaleufú decidió avanzar fuera de Chubut y activó su ambición para transformarse en un jugador de alcance nacional. La sociedad que integran Aluar, Genneia y la provincia de Chubut quedó dentro del rango que habilita un desempate en El Chocón–Arroyito, un resultado que mantiene al grupo en carrera con una propuesta sólida y un respaldo financiero considerable.
Mientras tanto, las multinacionales retroceden. AES pierde Alicurá, uno de sus activos más representativos del país, y Enel queda relegada en El Chocón–Arroyito, una central que le otorgó influencia regional durante años.
Una adjudicación que redefine el tablero energético
La apertura económica por las cuatro represas del Comahue se realizó en la plataforma ContratAr, tras la habilitación técnica de ocho de los nueve consorcios que se presentaron. Sólo IPS Renewal S.A., de capitales guatemaltecos, quedó fuera por incumplir los requisitos.
Ahora comienza un período de observaciones que determinará si el Gobierno avanza hacia las adjudicaciones directas o si convoca a los desempates previstos en El Chocón–Arroyito y Cerros Colorados.
La resolución final definirá quién administrará, durante tres décadas, algunas de las represas más importantes del país. El proceso ya muestra una tendencia clara: el control de la energía hidroeléctrica deja el dominio extranjero y pasa a manos de grupos locales con apetito expansivo y mayor peso político y económico.
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29/11/2025
Vaca Muerta: las operadoras financiarán rutas estratégicas
La infraestructura vial de Vaca Muerta, uno de los puntos críticos para el desarrollo eficiente de la industria hidrocarburífera, recibirá un impulso definitivo antes de que cierre el 2025. Tras una reunión de la Mesa de Competitividad celebrada en Buenos Aires, el gobernador Rolando Figueroa confirmó que antes de fin de año se licitará la pavimentación de las rutas provinciales 8 y 17, una obra fundamental que conforma la denominada Circunvalación Petrolera de Añelo.
Este proyecto busca resolver los cuellos de botella logísticos que hoy afectan la productividad en la zona de Añelo y se ejecutará bajo un esquema de colaboración donde el sector privado aporta el financiamiento y la Provincia gestiona la ejecución.
Una obra clave para Vaca Muerta
El acuerdo representa un hito en la articulación público-privada, ya que involucra el compromiso directo de diez de las principales compañías con actividad en la cuenca. Las firmas YPF, Pampa Energía, Vista, Tecpetrol, Pluspetrol, Chevron, Pan American Energy, Phoenix, Shell y Total Austral suscribieron el compromiso para fondear los trabajos a lo largo de 51 kilómetros de traza.
Según detalló el mandatario provincial, el objetivo central de esta sinergia es establecer un método eficaz para financiar la infraestructura necesaria sin que el Estado provincial, que ya destina recursos masivos a obras de sustentabilidad social, deba asumir la totalidad de la carga económica de las rutas puramente industriales.
Licitación inmediata y máquinas en pista para marzo
El cronograma establecido por las autoridades y los ejecutivos petroleros es ajustado y preciso, con la intención de aprovechar la temporada de trabajo vial al máximo. Tras el lanzamiento de la licitación en las próximas semanas, se prevé la apertura de sobres para el 31 de enero, lo que permitiría adjudicar y dar inicio a las máquinas en el terreno durante los primeros días de marzo.
Esta obra empalmará directamente con el bypass de Añelo, una traza que la Provincia construye actualmente y que ya cuenta con avances significativos en sus primeros 22 kilómetros, con el resto del tramo programado para licitarse en febrero. De esta forma, se busca cerrar un circuito vial que desvíe el tránsito pesado de los cascos urbanos y agilice los tiempos de transporte hacia los yacimientos.
Infraestructura complementaria
Durante el encuentro, Figueroa enfatizó que la prioridad de su gestión no es el protagonismo político en la inauguración de las obras, sino asegurar que estas se concreten con los estándares de calidad y control ambiental requeridos para la industria. El gobernador subrayó la importancia de cuidar al empresariado neuquino y mantener la competitividad de la cuenca frente a otras regiones, evitando el incremento de tasas o impuestos pero exigiendo eficiencia logística a cambio.
Además de la infraestructura vial, se repasaron otras inversiones en marcha que apuntan a la licencia social de Vaca Muerta, como la finalización del hospital de Rincón de los Sauces y la construcción de escuelas técnicas en San Patricio del Chañar, consolidando una inversión provincial que ronda los 800 millones de dólares en la zona para acompañar el crecimiento demográfico.
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28/11/2025
Eliminación de retenciones al petróleo: qué cambia para Neuquén y la inversión privada
La decisión del gobierno nacional de avanzar en la eliminación de las retenciones a la exportación de petróleo convencional —formalizada con la firma de un acuerdo entre el ministro de Economía, Luis Caputo, y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa— abre un nuevo capítulo para una actividad que en los últimos años quedó completamente eclipsada por el boom de Vaca Muerta. Para un sector que viene operando con elevados costos y bajas tasas de recuperación, la medida apunta directamente al corazón del problema: la pérdida de competitividad de las cuencas maduras.
Aunque el anuncio fue celebrado por las autoridades, el punto central está en otro lado: cómo reaccionará la inversión privada frente a un escenario impositivo más liviano y qué impacto real tendrá la medida sobre pozos que en algunos casos llevan décadas produciendo.
La otra cara del petróleo neuquino
La producción no convencional domina las tapas y los balances, pero todavía existe en Neuquén —y en el resto del país— un entramado de campos convencionales con infraestructura instalada, mano de obra especializada y potencial de recuperación secundaria y terciaria. Son áreas donde las empresas mantienen actividad mínima, en parte porque la ecuación económica dejó de ser atractiva.
La eliminación de retenciones, combinada con incentivos provinciales como la reducción de regalías del 15% al 12% y la exención de Ingresos Brutos para esta actividad, busca corregir este desbalance. En términos simples: bajar la carga fiscal para que vuelva a tener sentido invertir en pozos que requieren intervención, reacondicionamiento o técnicas de recuperación mejorada.
Un alivio que llega después de años de reclamos
Empresas del sector venían insistiendo desde hace tiempo en que las retenciones aplicadas al crudo convencional funcionaban como un castigo a una industria que ya está en declive natural. Para operadores medianos y pequeños —los más involucrados en las cuencas maduras— la presión tributaria se convirtió en un freno directo a cualquier reinversión.
La medida apunta especialmente a ese segmento: compañías que no tienen espalda financiera para apostar a proyectos millonarios en shale, pero sí podrían ampliar actividad si el convencional recuperara margen de rentabilidad. En la práctica, esto podría traducirse en más equipos de torre, trabajos de workover, reparación de instalaciones y reactivación de pozos inactivos.
Empleo y actividad: lo que se juega en el corto plazo
El convencional, aunque menos glamoroso que el shale, es intensivo en mano de obra. Cada pozo que vuelve a producir implica cuadrillas completas de operarios, pymes de servicios y proveedores locales. Por eso el impacto laboral es uno de los puntos más sensibles.
Sindicalistas y operadoras coinciden en algo: si la actividad repunta, los puestos de trabajo se sostienen. El desafío es que la mejora impositiva sea suficiente para empujar inversiones reales, no solo declaraciones de intención.
¿Alivio coyuntural o política de largo plazo?
Una de las dudas que sobrevuelan el anuncio es su permanencia. El sector petrolero viene golpeado por decisiones que cambian según el gobierno de turno, y las empresas miran con cautela cada modificación tributaria. Para apostar a la reactivación de pozos maduros, la previsibilidad es tan importante como el beneficio económico.
La pregunta que se hacen muchos ejecutivos es clara: ¿este esquema fiscal se mantendrá en el tiempo o es una medida transitoria? La respuesta determinará en gran parte el nivel de inversión que pueda llegar.
Competitividad frente al contexto internacional
El petróleo convencional argentino compite en un mercado global donde los precios fluctúan y los costos locales suelen ubicarse por encima del promedio internacional. Bajar retenciones ayuda, pero no resuelve problemas estructurales: productividad, costos logísticos, brecha cambiaria e incertidumbre regulatoria.
Aun así, para campos que ya tienen infraestructura instalada y donde parte de la inversión ya está amortizada, el nuevo esquema puede inclinar la balanza hacia una ecuación positiva. Si eso ocurre, Neuquén podría ver un renacimiento moderado del convencional, suficiente para estabilizar empleo y extender la vida útil de áreas maduras.
Un test para medir el apetito inversor
La eliminación de retenciones es, en definitiva, una señal al mercado. Un gesto que intenta recuperar atractivo para un segmento estratégico pero relegado. El verdadero efecto se medirá en los próximos meses: cuántas empresas deciden ampliar actividades, cuántos equipos vuelven al ruedo y cuántos pozos inactivos reciben intervención.
Si la respuesta del sector privado es positiva, Neuquén podría sumar una segunda vía de expansión energética, paralela al petróleo y gas no convencional. Si no lo es, la medida quedará como un intento más en una larga lista de políticas que no lograron revertir el declive del convencional.
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28/11/2025
Subsidios energéticos: qué cambia, quiénes quedan afuera y cuánto costará la energía
El Gobierno nacional activará desde enero de 2026 un rediseño profundo del régimen de subsidios energéticos a la electricidad, al gas y a las garrafas. El nuevo esquema —que reemplaza la segmentación por niveles y unifica todos los programas vigentes— se desplaza hacia un modelo de focalización estricta con un objetivo explícito: corregir distorsiones, depurar el padrón y reducir el gasto fiscal. El resultado esperado es un salto en la exposición de los hogares al costo real de la energía, con fuertes diferencias según nivel de ingreso, región y patrón de consumo.
El gran cambio: de tres niveles a un sistema binario
El fin de la segmentación N1, N2 y N3 elimina los matices socioeconómicos del esquema actual y los reemplaza por una única llave de acceso: quienes ganen menos de tres Canastas Básicas Totales (hoy $3,64 millones) podrán acceder al subsidio; el resto pagará tarifa plena.
En términos de política pública, el movimiento es claro: se estrecha el universo beneficiado y se reduce el financiamiento cruzado que sostenían millones de hogares no vulnerables. La salida del beneficio para unas 140.000 familias de ingresos medios refleja ese reordenamiento.
A la vez, el Gobierno profundiza la auditoría del padrón. La depuración ya permitió identificar más de 370.000 solicitudes de personas fallecidas y 15.518 de hogares en countries, evidencia de un sistema de subsidios energéticos que durante años mantuvo subsidios “por costumbre” antes que por necesidad.
Cómo se aplicarán los subsidios energéticos
Para quienes conserven el beneficio, la ayuda será más acotada:
Electricidad
Bonificación del 50% sobre:
300 kWh en invierno y verano.
150 kWh en primavera y otoño.
El excedente se paga a tarifa plena.
El volumen subsidiado es menor al de los regímenes anteriores.

Gas por redes

Subsidio del 50% únicamente entre abril y septiembre.
El resto del año no habrá bonificación.
Se mantienen los bloques regionales, clave en provincias de clima frío.

Bonificación extra 2026

En enero: 25% adicional para amortiguar el salto inicial.
Se diluye mes a mes hasta desaparecer en diciembre.

En conjunto, estos cambios desplazan el comportamiento histórico del sistema: los usuarios pasarán de cubrir el 55% del costo real a pagar entre 76% (electricidad) y 79% (gas).

Qué pasará con las Zonas frías y la Patagonia

El régimen diferencial para las zonas frías —incluida la Patagonia— continuará, aunque su diseño final dependerá del Presupuesto 2026.

La continuidad del descuento, históricamente amplio y casi universal, podría reorientarse hacia la misma lógica del nuevo esquema: focalización en los hogares vulnerables. En regiones donde calefaccionar es una necesidad estructural, no un lujo, cualquier ajuste genera tensiones tanto económicas como políticas.

Menos subsidios: una transición hacia precios reales

La pieza central del análisis del esquema de subsidios energéticos que regirá en 2026 es el efecto concreto en las facturas. El recorte de subsidios significa que más hogares pagarán tarifas cercanas al costo real, y que quienes mantengan beneficios recibirán una ayuda más reducida y acotada en el tiempo.

La Secretaría de Energía brindó estimaciones preliminares para los meses de mayor demanda:

Electricidad (pico estacional)

35% de los hogares pagarían menos de $22.000.
66%, menos de $44.000.
81%, menos de $67.000.

Gas (invierno)

56% pagará menos de $14.000.
75%, menos de $56.000.
83%, menos de $73.000.

Estos rangos, sin embargo, no incorporan aún la evolución inflacionaria, los futuros precios mayoristas ni la actualización de costos del transporte y la distribución, que podrían elevar los valores reales.

El impacto en los usuarios del recorte de subsidios energéticos

El nuevo esquema supone tres impactos simultáneos que alteran la economía doméstica. En primer lugar, habrá un menor subsidio directo y un mayor peso del costo real en la factura. La transición de una cobertura estatal del 45% del costo promedio a una del 21–24% incrementará significativamente la porción del gasto energético que asumirán los hogares. Este cambio es especialmente sensible para los usuarios de ingresos medios bajos, que pierden parte o la totalidad del beneficio.

En segundo término, habrá una mayor penalización al consumo excedente. La lógica de bloques acotados genera un precio marginal más alto para quienes superan el umbral subsidiado. Esto por un lado incentiva el ahorro energético, y por otro penaliza a hogares grandes o a familias con electrodependencia cotidiana —no médica— que antes dependían del bloque ampliado.

En tercer lugar, habrá una estacionalidad explícita del subsidio. El gas sin subsidio durante el verano y con subsidio solo en invierno generará picos más marcados, y obligará a los hogares a planificar mejor su gasto energético. En electricidad, los bloques reducidos en primavera y otoño podrían generar sorpresas en hogares con alto consumo permanente.

El sistema se mueve hacia un modelo donde la factura refleja mucho más el consumo real y mucho menos el aporte estatal. Es un giro estructural hacia una matriz tarifaria más “económica” y menos “social”, salvo para los segmentos vulnerables estrictamente definidos.

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28/11/2025

Vaca Muerta cierra un 2025 récord, pero se prepara para un escenario de precios “ácido” en 2026

Si el 2025 será recordado como el año en que Vaca Muerta terminó de “dar vuelta la torta” de la matriz energética argentina, el 2026 se perfila como un test de resistencia. Nicolás Arceo, consultor energético, encendió las luces de alerta sobre un frente externo que podría complicar los planes de expansión: un precio del barril a la baja.

En un reciente análisis para en el streaming VMI, Arceo contrastó el éxito rotundo del año en curso con un horizonte internacional desafiante. “Claramente un escenario de precios más ácido, con un Brent convergiendo a los 50 dólares, determinaría una caída de los niveles de actividad en la economía local“, sentenció el director de la consultora Economía y Energía.

El fantasma de los 50 dólares

La preocupación central radica en los futuros del crudo. Mientras que el consenso de los analistas sitúa al Brent en torno a los 60 dólares para 2026, las proyecciones más pesimistas —como las de la Agencia de Información Energética de EE.UU. (EIA)— ubican el barril cerca de los 51 o 52 dólares.

Para los operadores de la Cuenca Neuquina, esta diferencia no es menor. Un escenario de precios deprimidos obligaría a revisar la eficiencia de costos al máximo para sostener los márgenes de rentabilidad. Arceo proyecta que, en el corto plazo, la actividad se mantendrá en una meseta de 30 a 32 plataformas activas, a la espera de que los precios internacionales repunten, algo que la mayoría de los expertos recién visualiza para 2027.

La consolidación del shale

El análisis de lo que viene no opaca los números del presente. Argentina cerrará 2025 rozando los 850.000 barriles diarios de producción, un hito impulsado casi en solitario por el shale.

“Hoy los futuros están entre 63 y 65 dólares, pero la EIA está pronosticando un Brent en torno a los 51 para el año que viene”.

Los datos son elocuentes: el 83% del crecimiento de la producción petrolera del último año provino de la Cuenca Neuquina y el 74% de todo el petróleo que produce el país ya es no convencional.

“Se sumaron casi 90.000 barriles diarios de producción adicional”, destacó Arceo, confirmando que el declino del convencional ya ha sido sobradamente compensado por la roca madre.

Cuellos de botella: La carrera por la infraestructura

Más allá de los precios, el otro gran condicionante para el futuro inmediato sigue siendo la capacidad de transporte. Si bien las obras de ampliación de Oldelval darán “aire” al sistema en el corto plazo, Arceo advirtió que esa capacidad volverá a saturarse hacia fines de 2026 o inicios de 2027.

Aquí es donde el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) se vuelve crítico. Según el consultor, la concreción de esta obra es “imprescindible“ para garantizar la evacuación del crudo durante la segunda mitad de la década. Sin VMOS, y con un Oldelval al límite, el crecimiento de Vaca Muerta encontraría un techo físico insalvable, independientemente del precio internacional del barril.

La industria se adentra en un 2026 de sintonía fina: deberá navegar la volatilidad de precios externos con una estructura de costos eficiente, sin perder de vista que las grandes obras de infraestructura deben acelerarse hoy para no estrangular el crecimiento de mañana.

27/11/2025

Descargan el primer cargamento de ductos de Southern Energy

Arribó al Puerto de San Antonio Este, provincia de Río Negro, el buque “MV Billion Star” con los cargamentos de tuberías que se utilizarán para la construcción de los gasoductos que conectarán las áreas de compresión de gas en tierra con los dos buques de licuefacción de Southern Energy (SESA), compañía conformada por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG.

Este acontecimiento marca el primer hito constructivo de la fase inicial del proyecto Argentina LNG, que posicionará al país como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL.

Estos materiales permitirán construir un sistema integrado de 27 kilómetros de ductos: un gasoducto onshore de 15 kilómetros de longitud y 30 pulgadas de diámetro que se vinculará con el Gasoducto San Martín y dos gasoductos offshore de 6 kilómetros cada uno y con diámetros de 20 y 24 pulgadas, cuya traza unirá la costa con los dos buques de licuefacción de Golar LNG y que serán operados por SESA en el Golfo de San Matías: el “Hilli Episeyo”, que comenzará a operar en septiembre de 2027, y el “MKII”, cuya entrada en operación se prevé para el segundo semestre de 2028.

El cargamento que llegó a San Antonio Este

El buque “MV Billion Star” arribó ayer al Puerto San Antonio Este con alrededor de 10.000 toneladas de acero equivalentes a más de 2.200 unidades de ductos. La descarga en el puerto, que se inició hoy, involucra una compleja logística especializada, con participación de contratistas locales, empresas de ingeniería y de transporte, previéndose que el traslado de los ductos al obrador concluya para fines de enero de 2026. Se estima que la obra del gasoducto onshore de 15 kilómetros se inicie en febrero próximo mientas que el tendido de los ductos offshore está programado para el mes de abril 2026.

Para la segunda parte del proyecto, a mediados de 2028, el objetivo es que las dos unidades flotantes de licuefacción puedan operar todo el año, por lo que se prevé construir un gasoducto dedicado para ese modo de operación.

A lo largo de los 20 años de vida útil del proyecto, SESA prevé una inversión total superior a los USD 15.000 millones en toda la cadena de valor, que además permitirán viabilizar inversiones adicionales de desarrollo en Vaca Muerta y un mayor nivel de actividad en el upstream.

El proyecto prevé alcanzar exportaciones por más de USD 20.000 millones entre el inicio de las operaciones en 2027 y 2035, generando una forma eficaz de monetizar los vastos recursos de gas y una fuente de divisas genuina en la cuenta externa del país. Se favorecerá la creación de 1.900 empleos directos e indirectos, predominantemente de origen local, durante la fase de construcción y una elevada participación de proveedores locales, que aportarán cerca del 50% de los bienes y servicios requeridos durante la operación del proyecto. También se llevará a cabo una activa política para desarrollar proveedores locales con el objetivo de promover la generación de valor agregado al país.

26/11/2025

Quién compra, quién vende: el reacomodamiento empresarial de Vaca Muerta

Entre noviembre de 2024 y noviembre de 2025, Vaca Muerta vivió el mayor reacomodamiento patrimonial desde su despegue masivo a mediados de la década pasada. La venta del portafolio de ExxonMobil a Pluspetrol actuó como detonante de una serie de adquisiciones, reventas y rotación de activos que alteraron profundamente el mapa de operadores y la distribución de poder dentro de la cuenca.

El proceso, lejos de ser lineal, combinó tres vectores simultáneos: la salida o reducción de exposición de supermajors; la consolidación de empresas locales y latinoamericanas; y el arribo de un nuevo grupo de independientes —tanto norteamericanos como regionales— que buscan escala en shale y ven en Neuquén un terreno fértil para crecer.

El shock inicial: Pluspetrol pateó el tablero

La operación que inauguró el ciclo fue, también, la más disruptiva. En octubre de 2024 ExxonMobil anunció que vendería la mayor parte de sus activos en Argentina. Dos meses más tarde, en diciembre, Pluspetrol completó la adquisición: un paquete de áreas clave —Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Oeste, Pampa de las Yeguas— y una participación en el midstream, incluido Oldelval.

El impacto fue inmediato. En un movimiento poco habitual en el upstream no convencional, un operador latinoamericano absorbió de golpe el portafolio shale de una supermajor estadounidense. Y con ello, no solo se redefinió el peso específico de Pluspetrol en la cuenca, sino que se abrió un mercado secundario de activos que luego alimentaría nuevas transacciones.

Tras integrar el portafolio, la compañía realizó un diagnóstico: no todos los bloques heredados de Exxon encajaban en su estrategia de priorizar áreas de productividad sobresaliente. Así, durante el primer semestre de 2025 inició un proceso de desinversión selectiva. El movimiento más visible llegó en noviembre de 2025, cuando la petrolera acordó vender el 90% de Los Toldos II Oeste a la estadounidense Continental Resources, el gigante independiente fundado por Harold Hamm.

La llegada de Continental —un jugador con fuerte ADN shale y presencia dominante en formaciones como Bakken— agregó una pieza relevante al rompecabezas: Vaca Muerta ya no solo atrae a majors y empresas regionales, sino también a independientes norteamericanos con músculo financiero y know-how específico.

Dos apuestas que consolidan el polo latinoamericano

Mientras Pluspetrol reordenaba su portafolio, Vista Energy ejecutó la segunda mayor operación del período. En abril de 2025 cerró la compra de Petronas Argentina por unos US$1.200 millones, al incorporar participaciones en La Amarga Chica, Bandurria Norte y Aguada Federal. La operación no solo elevó a Vista al podio de los principales productores shale del país; también convirtió a Petronas en accionista de la compañía, lo cual es una clara señal de confianza en la proyección de la firma liderada por Miguel Galuccio.

En paralelo, GeoPark formalizó su ingreso al upstream neuquino entre junio y julio, con la adquisición/cesión de dos bloques. Su desembarco añadió un actor regional con trayectoria en Colombia y Chile, y reforzó el ascenso de operadores latinoamericanos capaces de competir en eficiencia técnica y en configuración de portafolios diversificados.

Las majors ajustan el portafolio

El repliegue de ExxonMobil no fue el único movimiento entre supermajors. En agosto de 2025, TotalEnergies acordó vender a YPF su 45% en Rincón La Ceniza y La Escalonada por unos US$500 millones. Shell, socio en ambos bloques, mantuvo su participación. La francesa explicó que la decisión respondía a una reasignación global de capital hacia activos core, aunque subrayó que continuará presente en el país, no solo en Vaca Muerta, sino también en el offshore fueguino.

La operación tuvo un doble efecto: por un lado, reforzó el control de YPF sobre áreas compartidas; por otro, confirmó que las majors están recalibrando su exposición en el shale neuquino, seleccionando proyectos con mayor retorno relativo.

La lectura macro

La reconfiguración patrimonial de Vaca Muerta ocurre en paralelo a un proceso macroeconómico todavía inestable, cuyo desenlace es fundamental para que esta oleada de adquisiciones se transforme en un ciclo sostenido de inversión. Así lo planteó el consultor Nicolás Arceo en el streaming Vaca Muerta Insights, donde advirtió que “la llegada de nuevos jugadores con capacidad de inversión significativa va a depender en buena medida de la estabilización o no del contexto macroeconómico”. Según el especialista, hay una condición excluyente para que se materialice un salto de Inversión Extranjera Directa: “la salida del cepo. Si eso se da, los niveles de inversión se van a incrementar significativamente en la cuenca”.

Arceo remarcó que un aumento del nivel de actividad exigirá una respuesta inmediata del mercado de servicios: “el ingreso de nuevos jugadores y el aumento en el nivel de actividad necesariamente va a requerir de la incorporación de nuevos equipos de perforación y de fractura; Argentina va a tener que sumar equipos para sostener el desarrollo de los próximos años”.

Arceo también describió un sector cada vez más diversificado: “hasta hace poco, cuatro bloques explicaban casi toda la actividad: La Amarga Chica, Bandurria Azul, Loma Campana y Bajada del Palo Oeste. En 2025 se ve una expansión: Angostura I y II, Aguada del Chañar, Rincón de Aranda, Los Toldos y Tacanas, además del desarrollo de Pluspetrol en los activos comprados a Exxon”. Esto anticipa, según él, “una desconcentración de la producción por área a lo largo de los próximos años”.

Sobre el financiamiento, fue claro: “la baja del riesgo país permitió endeudamiento externo para financiar actividad; eso va a permitir un incremento del nivel de perforación el año que viene”. Y proyectó más arribos internacionales: “ya hay jugadores del Golfo de México mirando a la Argentina con otros ojos. Si se regulariza la macro, la llegada de nuevos jugadores se va a acelerar”. Respecto del landing estratégico, describió múltiples caminos: “pueden adquirir activos, hacer farm-ins o asociarse con operadores locales; la formación ofrece distintas alternativas y un volumen enorme de proyectos con capital relativamente escaso”.

Su conclusión fue tan prudente como optimista: “creo que este es el inicio de un proceso; si se ordena la macro, vamos a ver un incremento sustantivo de inversión extranjera en petróleo a lo largo de los próximos años”.

Un nuevo tablero

Con estas operaciones como telón de fondo, el mapa de Vaca Muerta quedó sustancialmente alterado. Las supermajors presentes se reducen a Shell, Chevron y una TotalEnergies más enfocada. En paralelo, los operadores locales y regionales —YPF, Pluspetrol, Vista, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix— consolidan capacidad de ejecución y aumentan su peso operativo.

Pero las novedades más significativas vienen del lado de los “recién llegados”: Continental Resources, GeoPark y potencialmente otros independientes de EE.UU. que observan oportunidades en la rotación de activos.

El reacomodamiento tiene fundamentos claros. A nivel global, los supermajors están orientando capital hacia proyectos offshore de gran escala, con mayores economías de desarrollo y menor exposición a costos crecientes de servicios. Esto deja espacio para que compañías más flexibles y con horizontes de retorno diferentes asuman posiciones en shale.

Del lado local, la expectativa sobre la expansión de infraestructura (gasoductos, proyectos de LNG vinculados a Vaca Muerta y ampliación de transporte de crudo) mejora el valor futuro de las áreas.

A pesar del dinamismo, persisten riesgos estructurales. La infraestructura actual todavía limita la monetización plena del gas. La aprobación de cesiones, regalías provinciales y eventuales cambios regulatorios pueden incidir en tiempos de cierre y valor de las operaciones. Y la sensibilidad al precio internacional del crudo —especialmente en transacciones con pagos diferidos— suma incertidumbre a la ecuación.

En el corto plazo, el foco estará puesto en la integración operativa de los portafolios recientemente adquiridos y en la aprobación regulatoria de las transferencias pendientes. Es probable que aparezcan más ventas secundarias derivadas del paquete original de Exxon y que nuevos independientes estadounidenses evalúen aterrizar en la cuenca.

26/11/2025

YPF y Eni expanden su alianza: explorarán petróleo en aguas profundas de Uruguay

En un movimiento que refuerza su proyección internacional, YPF selló un nuevo acuerdo con la energética italiana Eni para explorar conjuntamente el bloque OFF-5, ubicado en aguas profundas a unos 200 kilómetros de la costa de Uruguay.

El entendimiento, que marca un paso decisivo en la cooperación energética regional, establece que Eni Uruguay Ltd. adquirirá una participación del 50% en el bloque y asumirá el rol de operador tras el cierre de la transacción, la cual se encuentra sujeta a la aprobación de las autoridades uruguayas.

El bloque OFF-5 posee una extensión aproximada de 17.000 km² y alcanza una profundidad máxima de 4.100 metros. Según estudios recientes, el área es considerada estratégica debido a su potencial geológico: presenta grandes similitudes con la cuenca Orange, situada en el margen africano (Namibia), donde recientemente se han concretado importantes descubrimientos de petróleo y gas. Los expertos señalan que ambos márgenes compartieron la misma evolución geológica antes de la separación continental, lo que abre un horizonte prometedor para la exploración en el Margen Americano.

“Este acuerdo con Eni nos permite dar un paso hacia la exploración offshore. Incorporamos conocimiento global y capacidades que nos posicionan para aprovechar oportunidades en una región con gran potencial, reafirmando nuestra visión de crecimiento y liderazgo en proyectos innovadores”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Una sociedad consolidada: entre el offshore y el GNL

Este nuevo acuerdo en Uruguay no es un hecho aislado, sino que se inscribe en una profundización de la relación estratégica entre la petrolera argentina y el gigante italiano. Ambas compañías avanzan en paralelo con la ingeniería de la etapa más grande del proyecto Argentina LNG, una iniciativa que busca transformar la matriz exportadora del país.

Recientemente, esta alianza cobró una nueva dimensión global con la incorporación de XRG, el brazo de inversiones de ADNOC (la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi), como socio estratégico. YPF y Eni firmaron un “Framework Agreement” con la firma emiratí para su ingreso en el proyecto, que contempla una inversión global estimada de US$ 40.000 millones.

El proyecto Argentina LNG prevé una solución integrada que combina la producción de gas no convencional en Vaca Muerta con procesos de licuefacción mediante buques flotantes (FLNG). Se espera que la decisión final de inversión (FID) se tome durante el primer semestre de 2026, con el objetivo de posicionar a la Argentina como un actor de clase mundial en el mercado de gas natural licuado.

26/11/2025

Categoría: Patagonia Shale

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