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Categoría: Patagonia Shale

  • TotalEnergies puso en producción el parque eólico más austral del mundo

    TotalEnergies puso en producción el parque eólico más austral del mundo

    TotalEnergies, compañía pionera en la transición energética, anunció -junto a sus socios Wintershall DEA y Pan American Energy – la puesta en producción del parque eólico más austral del mundo en Tierra del Fuego. 

    El proyecto integra generación eólica y almacenamiento en baterías para electrificar las plantas de tratamiento de gas de TotalEnergies en Río Cullen y Cañadón Alfa, actualmente aisladas de la red. Así es que estas plantas se convierten en el primer sitio E&P de TotalEnergies a escala global en operar bajo un esquema híbrido renovable de esta magnitud.

    Sergio Mengoni, Country Chair de TotalEnergies en Argentina, destacó “Nos llena de orgullo inaugurar este parque de energía eólica en Tierra del Fuego, un proyecto que representa un gran desafío y que evidencia una vez más el compromiso permanente de TotalEnergies con la provincia, generando más energía con menos emisiones”.

    Gustavo Melella, Gobernador de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, sostuvo que “este proyecto refleja un camino que venimos construyendo hace años en Tierra del Fuego, donde la producción de gas sigue siendo central, pero también se incorporan nuevas tecnologías para hacerla más eficiente y sustentable. Es una muestra concreta de cómo la industria puede innovar a partir de los recursos que tenemos en la provincia. Valoramos especialmente este tipo de desarrollos que combinan inversión, conocimiento técnico y trabajo local. Tierra del Fuego tiene condiciones para seguir creciendo en materia energética, y es importante que estas experiencias se multipliquen y abran nuevas oportunidades para el sector y para la provincia”.

    Reducción de las emisiones

    El parque eólico cuenta con dos (2) aerogeneradores de 86 metros de altura de buje y 136 metros de diámetro de círculo de giro de la pala, que tendrán una generación renovable de 9 MW. Están ubicados a 130 km al norte de la localidad de Río Grande, en la Provincia de Tierra del Fuego, en una zona que se caracteriza por su gran potencial eólico.

    Durante las etapas de construcción y puesta en funcionamiento, el proyecto generó empleo para trabajadores de la provincia, reafirmando el compromiso con la mano de obra local.

    Con este innovador proyecto, basado en energía renovable, TotalEnergies logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones en Tierra del Fuego en más de un 55% para el final de la concesión de la Cuenca Austral. Además, este nuevo proyecto contribuirá a una mayor eficiencia operativa, reduciendo las interrupciones mediante una operación más confiable y con menor dependencia de equipos rotativos.

    TotalEnergies reafirma así su compromiso en potenciar la oferta de energía en todo el país de manera responsable, eficiente e innovadora.

  • Pampa en Vaca Muerta: boom petrolero del 502% y dos RIGI por US$ 6.900 millones

    Pampa en Vaca Muerta: boom petrolero del 502% y dos RIGI por US$ 6.900 millones

    Los números no mienten y marcan un cambio de época para Pampa Energía. El balance del primer trimestre de 2026 confirma que la compañía aceleró a fondo en la ventana de líquidos de Vaca Muerta y reconfiguró su perfil de ingresos. La producción petrolera total alcanzó los 19,5 mil barriles diarios (kbpd), un salto sideral del 502% interanual.

    El epicentro de este terremoto productivo tiene nombre y apellido: Rincón de Aranda. El bloque operado por la empresa promedió 18,2 kbpd . El contraste es brutal si miramos la foto de hace un año, cuando el área apenas entregaba 0,9 kbpd con un puñado de 6 pozos . Hoy operan 43 pozos activos, volumen que le permitió a la firma exportar el 55% del crudo comercializado en el arranque del año .

    Para mantener este ritmo de fractura y conexión, Pampa metió el proyecto en el RIGI . La compañía oficializó el 9 de marzo su pedido para adherir al régimen con un desembolso estimado de US$ 4.500 millones . El objetivo es perforar más pozos de shale oil, montar infraestructura de superficie, llegar rápido al plateau de producción y estirar su vida útil .

    Monetizar la molécula: fertilizantes y midstream

    El segundo pilar estratégico apunta a la industrialización del gas natural en origen. Pampa Energía no solo quiere sacar gas, quiere agregarle valor. A través de Fértil Pampa S.A.U., la empresa presentó el 21 de abril otra solicitud al RIGI para construir un polo petroquímico en Bahía Blanca .

    Este complejo demandará US$ 2.400 millones y producirá urea granulada y amoníaco . El proyecto procesará directamente el gas extraído de la Cuenca Neuquina para volcar 2,1 millones de toneladas anuales de fertilizantes al mercado a partir de 2030 .

    Pero sacar los hidrocarburos de la cuenca exige caños, el eterno cuello de botella del sector. Por eso, la firma adquirió el 20% de las acciones de San Matías Pipeline S.A. . Esta sociedad construirá un gasoducto de 36 pulgadas y 470 kilómetros de extensión . La obra conectará Vaca Muerta con el Golfo San Matías para alimentar los buques de licuefacción (FLNG) de Southern Energy con hasta 28 millones de metros cúbicos diarios .

    Una caja robusta para apalancar los cierres

    El impacto de los barriles no convencionales impactó de lleno en la hoja de balance. Pampa facturó US$ 573 millones en el trimestre . El EBITDA ajustado escaló a US$ 325 millones, un crecimiento del 48% interanual .

    La hoja de ruta de los desembolsos ratifica dónde está puesto el foco de la conducción. Las inversiones de capital del segmento E&P totalizaron US$ 196 millones durante el período, de los cuales un contundente 83% se inyectó exclusivamente para desarrollar el shale oil en Rincón de Aranda .

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  • Es oficial: Continental Resources compra el 13% de Loma Guadalosa a PAE en Río Negro

    Es oficial: Continental Resources compra el 13% de Loma Guadalosa a PAE en Río Negro

    Vaca Muerta ya no es un territorio exclusivo de la provincia de Neuquén. La roca madre ignora los límites políticos y la frontera de la rentabilidad hidrocarburífera tracciona los fierros hacia el este. El Boletín Oficial de Río Negro confirmó este lunes el desembarco de la petrolera estadounidense Continental Resources en la porción rionegrina del shale.

    Mediante el Decreto N° 447/26, el gobernador Alberto Weretilneck autorizó a Pan American Energy (PAE) a cederle el 13% de su participación en la Concesión de Explotación No Convencional (CENCH) del bloque Loma Guadalosa. La jugada posee un peso específico indudable para el mercado. Continental Resources no representa a un jugador más del montón; la compañía figura entre los pioneros históricos que descifraron el código del fracking en la formación Bakken de Estados Unidos.

    Las operadoras iniciaron los trámites formales de cesión en enero de 2026. Tras la validación de los requisitos técnicos por parte de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente, la provincia dio luz verde bajo el paraguas de la Ley Nacional N° 17.319. Ahora, las compañías enfrentan un plazo de diez días hábiles para presentar la escritura definitiva.

    El rediseño del mapa societario

    Hace menos de un año, a través del Decreto Provincial N° 827/25, Río Negro aprobó el salto del área hacia una concesión no convencional por 35 años, extendiendo su horizonte hasta agosto de 2060.

    En aquel hito administrativo, PAE tomó el control operativo tras absorber porcentajes clave. La ex Petrolera Aconcagua Energía —hoy rebautizada legalmente como Tango Energy Argentina S.A.— y la firma estatal rionegrina EDHIPSA cedieron posiciones estratégicas. Ese movimiento dejó a la compañía de la familia Bulgheroni con el 65% de las acciones, mientras Tango Energy retuvo el 35% restante.

    Con el nuevo pacto comercial, PAE cede una fracción de su cuota pero retiene el mando de las operaciones. El consorcio de Loma Guadalosa queda estructurado de la siguiente manera: Pan American Energy conmina el 52% del capital, Tango Energy sostiene su 35%, y Continental Resources irrumpe con el 13%.

    De-risking en la nueva frontera

    El ingreso de Continental responde a una lógica de manual en la industria del Oil & Gas: el “de-risking” o mitigación de riesgos. El desarrollo del shale fuera del núcleo caliente de Añelo exige espaldas financieras anchas y una alta tolerancia a la incertidumbre geológica. Loma Guadalosa demanda campañas de delineación intensivas para mapear el comportamiento de la formación Vaca Muerta en territorio rionegrino.

    Sumar a un socio con la capacidad de inversión y el conocimiento técnico de la empresa con sede en Oklahoma resulta un movimiento magistral de PAE. La petrolera integrada amortigua los costos millonarios de la curva de aprendizaje inicial. A su vez, inyecta tecnología probada en la estimulación hidráulica de alta intensidad, un factor crítico para destrabar la productividad de los pozos en zonas de frontera.

    La administración rionegrina comprende la ventana de oportunidad histórica. La celeridad del Ejecutivo para despachar los trámites burocráticos refleja una política de Estado orientada a seducir capitales de riesgo. La provincia ejerce su dominio originario sobre los recursos con un pragmatismo claro: facilitar el terreno para que los equipos de perforación crucen el río.

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  • Vista suma dos áreas de Vaca Muerta al RIGI y eleva su meta de producción para 2026

    Vista suma dos áreas de Vaca Muerta al RIGI y eleva su meta de producción para 2026

    Vista Energy ratificó su sendero de crecimiento acelerado en la cuenca neuquina durante el primer trimestre de 2026. La compañía alcanzó una producción total de 134.741 barriles equivalentes por día (boe/d). Este volumen certifica un incremento del 67% en la comparación interanual y consolida a la operadora como uno de los motores principales de Vaca Muerta.

    El salto productivo encuentra su explicación en dos factores operativos clave. Por un lado, la firma capitalizó la incorporación del 50% del bloque La Amarga Chica, una operación que cerró en abril del año pasado. Por el otro, el avance de su agresiva campaña de perforación permitió la conexión de 23 pozos nuevos en las áreas que opera de forma directa.

    La extracción específica de petróleo promedió los 116.655 barriles diarios (bbl/d). Esta cifra representa una suba del 68% respecto al primer trimestre de 2025. Los datos duros demuestran que la curva de aprendizaje y la eficiencia en la completación de pozos rinden frutos concretos en la roca generadora.

    El RIGI como llave para adelantar inversiones

    La estrategia financiera de la empresa apunta ahora a maximizar el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El presidente y CEO de Vista, Miguel Galuccio, confirmó ante inversores de Wall Street que preparan la documentación para aplicar a este esquema fiscal. Los bloques elegidos para esta primera fase son Águila Mora y Bandurria Norte.

    Galuccio adelantó que presentarán las solicitudes hacia el final del segundo trimestre. El RIGI altera por completo la ecuación económica de estas áreas. Los incentivos fiscales mejoran sustancialmente las tasas de retorno, lo que genera un estímulo directo para inyectar capital (capex) en bloques que la empresa recién planeaba desarrollar hacia 2030.

    El mapa de oportunidades incluye también a Bajo del Toro. En este caso, la presentación formal quedará en manos de YPF, quien opera el bloque.

    Miguel Galuccio, CEO y presidente de Vista Energy.

    Revisión al alza y más barriles de exportación

    El desempeño operativo del inicio de año empujó a la cúpula de Vista a recalibrar sus metas. La compañía elevó su proyección de producción anual de 140.000 a 143.000 boe/d para el cierre de 2026. Una visión constructiva sobre los precios internacionales del crudo y la mayor productividad por pozo sustentan esta revisión al alza.

    Esta actualización significa que la petrolera inyectará más de un millón de barriles de petróleo equivalente adicionales a lo largo del año. Este volumen extra tiene como destino los mercados de exportación. Las ventas externas ya dominan la balanza comercial de la firma. Los ingresos netos por envíos de crudo y gas al exterior sumaron US$ 431 millones en el trimestre, cifra que equivale al 64% de sus ingresos totales.

    Eficiencia operativa y fortaleza financiera

    El balance financiero acompañó el ritmo de los fierros en el campo. Los ingresos totales treparon a US$ 694,3 millones, un 58% por encima de la marca registrada un año atrás. La compañía inyectó US$ 391,2 millones en Vaca Muerta durante estos tres meses. Ese capital permitió perforar 19 pozos y completar otros 25, además de fondear obras de infraestructura clave para el midstream.

    La obsesión por el control de costos arrojó resultados destacables. El costo de extracción (lifting cost) cayó a US$ 4,3 por barril equivalente, una reducción del 8% interanual que ubica a Vista en el podio de la eficiencia global del shale. Los gastos comerciales bajaron un 41%, hasta los US$ 3,8 por boe.

    Esta estructura de costos blindó la rentabilidad de la operadora. El EBITDA ajustado alcanzó los US$ 450,8 millones, un alza del 64%. El margen de EBITDA se consolidó en un 65%, tres puntos porcentuales por encima del año anterior. Este nivel de eficiencia permitió absorber el impacto de la baja internacional del precio del crudo y cerrar el trimestre con una ganancia neta de US$ 107,7 millones.

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  • GNL: Victor Contreras – SICIM y OPS construirán el gasoducto San Matías

    GNL: Victor Contreras – SICIM y OPS construirán el gasoducto San Matías

    El consorcio San Matías Pipeline, integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, dio un paso fundamental para que el proyecto de producción de GNL de Southern Energy pueda exportar gas de Vaca Muerta al adjudicar las obras de construcción de su gasoducto dedicado y la planta compresora intermedia.

    Fuentes de la industria confirmaron a Patagonia Shale que la obra del tendido principal, dividida en tres renglones, fue adjudicada a la UTE Victor Contreras – SICIM. Mientras que, el cuarto renglón, correspondiente a la instalación de una planta compresora, quedó en manos de la compañía Oilfield Production Services (OPS) del neuquino Carlos Peréz, también dueño del diario Río Negro y de la red de farmacias Global. La decisión se tomó por unanimidad y los contratos ya se encuentran firmados.

    El ducto será una pieza clave para el transporte de gas natural desde Tratayén, en la provincia de Neuquén, hasta el Golfo San Matías, en Río Negro, conectando la producción no convencional con los proyectos de licuefacción (GNL).

    Techint perdió de nuevo

    El proceso licitatorio se llevó a cabo a través de una plataforma digital para garantizar la trazabilidad de las evaluaciones técnicas, económicas y financieras. Además, la apertura de las ofertas económicas se realizó ante un escribano público.

    Para la construcción del ducto, la UTE Victor Contreras – SICIM compitió con Techint – SACDE; Contreras – Bonatti – Pumpco; OPS; y BTU. Su oferta resultó ganadora por ser la más económica y por presentar las mejores condiciones operativas y financieras: no solicitó anticipo de pago, aseguró el diseño “fit for purpose” (apto para el propósito) y brindó una mejor garantía de reaseguro de cumplimiento de contrato, un factor determinante para una obra con una estructura de costos muy ajustada.

    De esta forma el gurpo Techint volvió a quedar en el camino en otra licitación del proyecto de licuefacción, tras haber perido la provisión  de caños para el gasoducto en manos de Welspun, compañía de la India. La oferta de Welspun fue significativamente menor que la propuesta por Tenaris, lo que generó un fuerte impacto en la industria local y un enfrentamiento entre el presidente de la Nación, Javier Milei, y el poderoso empresario Paolo Rocca.

    En tanto, para la construcción de la planta compresora, OPS se impuso ante SACDE, PECOM, BTU y Contreras, al presentar la oferta más competitiva y con las mejores condiciones en términos de garantías y formas de pago.

    Los números clave de la obra

  • Extensión: 471 kilómetros de longitud.

  • Diámetro: 36 pulgadas.

  • Capacidad de transporte: 27 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d).

  • Planta compresora: Se ubicará en el kilómetro 80 de la traza (provincia de Río Negro) y contará con una potencia de 46.000 HP.

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  • El mapa de los dólares: cuáles fueron las petroleras invirtieron más en Vaca Muerta en la última década

    El mapa de los dólares: cuáles fueron las petroleras invirtieron más en Vaca Muerta en la última década

    El subsuelo argentino protagoniza una de las transformaciones industriales más importantes de la historia reciente. Los datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación confirman que Vaca Muerta no solo es el motor productivo de Argentina, sino la principal aspiradora de dólares del país.

    El acumulado de inversiones hidrocarburíferas entre 2013 y 2025 traza un mapa donde el flujo de capitales tiene una dirección inequívoca hacia la roca generadora neuquina, reconfigurando por completo la matriz energética nacional.

    Vaca Muerta, el centro de gravedad de las inversiones

    Para dimensionar el peso de la región, es necesario mirar los números a nivel nacional. Entre 2013 (el inicio del desarrollo masivo no convencional) y 2025, la inversión total en hidrocarburos en Argentina alcanzó los USD 103.311 millones.

    De ese total, la formación shale se llevó más de la mitad. Las inversiones en Vaca Muerta concentraron USD 52.254 millones. Esto significa que, de cada 100 dólares invertidos en petróleo y gas en todo el territorio nacional, más de 50 se destinaron exclusivamente al no convencional.

    A nivel regional, la dominancia es aún mayor. La Cuenca Neuquina (sumando convencional, tight y shale) acaparó USD 68.770 millones, y representó el 66,5% de toda la inversión histórica del país en los últimos doce años.

    Ranking de empresas: quién es quién en Vaca Muerta

    El ecosistema corporativo está liderado ampliamente por la empresa de mayoría estatal, que asumió el riesgo fundacional, seguida por un robusto bloque de operadoras privadas internacionales y nacionales.

  • YPF: Es el líder indiscutido con USD 25.590 millones. Inyectó casi el 25% del capital petrolero nacional de la década y prácticamente la mitad de todos los dólares de Vaca Muerta.

  • Pan American Energy (PAE): La compañía consolidó su giro estratégico hacia Neuquén con USD 3.932 millones.

  • Tecpetrol: El brazo petrolero del Grupo Techint desembolsó USD 3.640 millones, traccionado por el boom del gas.

  • Shell: La angloholandesa reafirmó su interés en el shale oil con USD 3.227 millones.

  • Vista: La empresa liderada por Miguel Galuccio protagoniza el crecimiento independiente más veloz, con USD 3.074 millones.

  • Total: La operadora francesa aportó USD 2.952 millones, con fuerte foco gasífero.

  • Pluspetrol: Inyectó USD 2.661 millones.

  • Pampa Energía: Sumó USD 1.551 millones.

  • Exxon Mobil: Alcanzó los USD 1.427 millones.

  • Chevron: Con USD 1.070 millones, aportó los históricos primeros dólares de riesgo junto a YPF.

    • El mapa del tesoro: los yacimientos con más desembolsos

    El capital en Vaca Muerta se concentra en los bloques “core”, donde la calidad de la roca asegura los mejores retornos. El ranking por yacimientos de la Secretaría de Energía expone dónde están las joyas de la cuenca:

  • Loma Campana (YPF): El bloque insignia recibió USD 9.863 millones. Es el yacimiento que más inversión absorbió en la historia reciente del país.

  • La Amarga Chica (YPF): USD 4.170 millones.

  • Fortín de Piedra (Tecpetrol): La estrella del gas atrajo USD 3.304 millones.

  • Bandurria Sur (YPF): USD 2.670 millones.

  • Bajada del Palo Oeste (Vista): El yacimiento clave para el salto exportador de la compañía captó USD 2.389 millones.

  • La Calera (Pluspetrol): USD 2.299 millones.

  • Lindero Atravesado (PAE): USD 2.062 millones.

    • El “Club de los Mil Millones”

    Otros yacimientos históricos y proyectos en ascenso también superan la barrera de los mil millones de dólares, demostrando la alta intensidad de capital que exige el sector:

  • Rincón del Mangrullo (YPF): USD 1.662 millones

  • Loma La Lata-Sierra Barrosa (YPF): USD 1.632 millones

  • Aguada Pichana Este (Total): USD 1.528 millones

  • El Orejano (YPF): USD 1.234 millones

    • Por su parte, Shell posiciona a sus dos principales bloques al borde de esta marca: Cruz de Lorena (USD 969 millones)y Sierras Blancas (USD 946 millones).

    Los más de 52 mil millones de dólares ya ejecutados revirtieron el declino energético argentino. Hacia el futuro, con el riesgo geológico mitigado y la productividad probada, el desafío de Vaca Muerta ya no está en el subsuelo, sino en la superficie: ampliar la infraestructura de transporte para multiplicar las exportaciones de la Cuenca Neuquina al mundo.

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  • Camuzzi y Vitol se asociaron para exportar gas de Vaca Muerta a través de LNG del Plata

    Camuzzi y Vitol se asociaron para exportar gas de Vaca Muerta a través de LNG del Plata

    Camuzzi Gas Inversora S.A. y la multinacional Vitol S.A. firmaron un Memorando de Entendimiento (MoU) para avanzar en un acuerdo de compra de producción (offtake) y evaluar una potencial participación accionaria en LNG del Plata, el proyecto impulsado por la distribuidora para licuar y exportar gas desde la provincia de Buenos Aires.

    Actualmente controlado al 100% por Camuzzi, LNG del Plata estará ubicado estratégicamente en el Puerto de La Plata. Su objetivo principal es aprovechar la red de transporte existente para llevar el gas natural proveniente de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina, hacia los mercados internacionales.

    Con este acuerdo, Vitol se asegura la posibilidad de adquirir hasta el 100% de la producción del proyecto mediante un contrato a largo plazo, además de abrir la puerta a convertirse en socio capitalista del desarrollo. Se prevé que la planta alcance una capacidad nominal de al menos 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA).

    “Este acuerdo representa un paso estratégico en la integración de la Argentina al mercado global de GNL. A través de LNG del Plata, buscamos desarrollar una infraestructura competitiva para la exportación, generar valor sostenible, atraer inversiones y contribuir a la seguridad energética local e internacional”, destacó Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora S.A.

    Por su parte, Pablo Galante Escobar, Head of LNG de Vitol, subrayó el peso geológico del país: “Creemos que la Argentina tendrá un rol relevante en la creciente demanda global de GNL gracias a sus abundantes reservas de gas, con el potencial de convertirse en una fuente de suministro diversificada y confiable. Nos entusiasma trabajar junto a Camuzzi en este proyecto estratégico”.

    Los números de LNG del Plata: Inversión, infraestructura y dualidad

    El proyecto anunciado por Camuzzi Gas Inversora —compañía liderada por Macfarlane, Jorge Brito y el grupo italiano dirigido por Fabrizio Garilli— representa un desembolso proyectado de USD 3.900 millones para los próximos 20 años.

    La operación se centrará en un barco de licuefacción (Floating LNG) y contempla obras de infraestructura clave que iniciarán en 2026, apuntando a comenzar las operaciones formales en 2028:

  • Transporte y conexión: Se construirá nueva infraestructura para movilizar el gas desde Buchanan hasta Ensenada.

  • Instalaciones offshore: Se desarrollará un gasoducto subacuático de 10 kilómetros y una plataforma mar adentro para el amarre del buque licuefactor.

  • Impacto económico: Generación de 500 puestos de trabajo directos y un aporte estimado de USD 14.500 millones en divisas por exportaciones durante la vida útil del proyecto.

    • Una de las características más innovadoras de LNG del Plata es su naturaleza dual y estacional. Entre septiembre y mayo, el complejo licuará más de 9 millones de metros cúbicos diarios (m3/d) de gas de Vaca Muerta, reduciendo su volumen 600 veces para su transporte marítimo. Esta operatoria aprovechará la capacidad ociosa de los gasoductos durante los meses de temperaturas cálidas.

    En contrapartida, durante el invierno (junio a agosto), el proyecto pausará las exportaciones para liberar esos volúmenes de gas y reforzar el abastecimiento del mercado interno, cubriendo los picos de demanda. Esto permitirá desplazar la importación de combustibles líquidos más caros, optimizando los costos de generación eléctrica a nivel nacional.

    El peso de Vitol en el mercado energético

    La posible incorporación de Vitol como accionista aporta un jugador de peso pesado al midstream y downstream global. La compañía, fundada en Rotterdam en 1966, registró ingresos superiores a los USD 340.000 millones en 2025 y gestiona inversiones en infraestructura por más de USD 13.000 millones a nivel mundial.

    Con dos décadas de experiencia en el trading de GNL, Vitol entregó 23 millones de toneladas métricas el año pasado. En la Argentina, la firma ya tiene una fuerte presencia mediante su subsidiaria Vitco S.A., operando una terminal estratégica de almacenamiento de combustibles en Zárate (río Paraná de las Palmas), la cual fue recientemente ampliada para alcanzar una capacidad de 250.000 m³.

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  • El Plan “YPF 2030+”: las proyecciones de Horacio Marín para transformar a la petrolera en un gigante global del shale

    El Plan “YPF 2030+”: las proyecciones de Horacio Marín para transformar a la petrolera en un gigante global del shale

    Durante su disertación en el V Simposio de No Convencionales de la SPE en el Domuyo, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, desplegó los números que sostienen su visión “YPF 2030+”: un plan diseñado para colocar a la compañía de bandera entre las 10 principales operadoras de shale a nivel mundial.

    La proyección más ambiciosa de la gestión actual apunta directamente al volumen de extracción. Según Marín, YPF se convertirá en una compañía de más de 1 millón de barriles equivalentes de producción. Si se toma el volumen en bruto, la cifra asciende a 2.300.000 barriles en Argentina, un volumen que superaría al de varias supermajors internacionales.

    Este crecimiento productivo está atado a una profunda transformación financiera. El directivo proyecta que el EBITDA de la empresa se multiplicará entre siete y ocho veces en comparación con los valores que tenía al asumir la dirección. Además, reafirmó el compromiso de convertir a la Argentina en un exportador neto capaz de generar 45.000 millones de dólares en divisas, y anticipó que a partir del año 2028 la petrolera comenzará a distribuir dividendos de manera sostenida.

    Hacer más con lo mismo: El paradigma de la eficiencia del capital

    Para alcanzar estas cifras de escala mundial, YPF tiene por delante la titánica tarea de perforar 2.800 pozos propios entre 2025 y 2031, dentro de un universo total de 16.500 locaciones auditadas que posee la empresa. Sin embargo, la clave del modelo no radicará en gastar indiscriminadamente, sino en optimizar el capital invertido.

    Marín ilustró esta mejora en la asignación de recursos con una progresión contundente sobre la cantidad de pozos perforados manteniendo exactamente el mismo presupuesto anual:

  • En 2023 se realizaron 153 pozos.

  • En 2024 se alcanzaron los 205 pozos.

  • Para 2025, el objetivo es lograr 255 pozos con la misma cantidad de dinero.

    • Las métricas detrás del récord operativo

    El corazón del plan reside en exprimir al máximo la productividad operativa en los yacimientos. La compañía ya ha registrado un aumento del 66% en la velocidad de perforación, y logró extender las ramas horizontales de un promedio de 2.600 metros a 3.100 metros.

    Los tiempos también se desplomaron: pozos de 3.200 metros que antes demandaban plazos extensos hoy se completan en 17 días, con la meta a corto plazo de bajar a 15 e incluso a 7 días. Como muestra de este potencial, YPF alcanzó un récord de 1.747 metros perforados en la rama horizontal en apenas 24 horas.

    En la etapa de completación (fracking), la productividad aumentó un 61%. Esto se logró, en gran medida, por la transición hacia el modelo Simul-frac, donde los equipos fracturan dos pozos en simultáneo. Las métricas de bombeo respaldan este avance:

  • Se pasó de bombear entre 14 y 16 horas diarias a un promedio actual de 20 horas.

  • Se registró un récord de bombeo continuo de 110 horas.

  • El tiempo inactivo entre etapas de fractura bajó a la línea de los 20 minutos, con el objetivo de llevarlo a cero.

    • Adicionalmente, la implementación de un algoritmo matemático para operar válvulas de choque (choke variable) según las presiones reales de fondo—sin dañar el reservorio ni extraer arena—está generando un incremento en el Valor Presente Neto (VPN) de 1 millón de dólares por cada pozo.

    Innovación financiera y apertura al inversor minorista

    El plan “2030+” trasciende los equipos torre y las arenas de fractura. Marín busca posicionar a YPF como “la empresa más tecnológica de la República Argentina”. En esa línea, anunció innovaciones disruptivas para el usuario y el pequeño ahorrista a través de la App de YPF:

  • Criptomonedas: En poco tiempo, los clientes podrán abonar utilizando Bitcoin.

  • Rendimientos: A partir del próximo mes, el dinero depositado en la aplicación comenzará a generar intereses, y se podrá operar de manera similar a las billeteras virtuales del mercado.

  • Compra directa de acciones: Hacia junio o julio, cualquier usuario podrá adquirir acciones de YPF directamente desde la app, sin necesidad de abrir una cuenta comitente tradicional. Esta medida está pensada para democratizar la inversión y proteger a los usuarios de las estafas piramidales. Para viabilizar esto en el mercado local, se impulsará un split (división) del valor de las acciones para facilitar el acceso minorista.

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  • Pluspetrol solicitó adherir al RIGI con una inversión de USD 12.000 millones en Vaca Muerta

    Pluspetrol solicitó adherir al RIGI con una inversión de USD 12.000 millones en Vaca Muerta

    Pluspetrol movió sus fichas en el tablero grande de Vaca Muerta. La operadora, en sociedad con la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), presentó formalmente la solicitud para ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El objetivo apunta a desarrollar el bloque Bajo del Choique – La Invernada con un desembolso total estimado en 12.000 millones de dólares a lo largo de 25 años.

    La magnitud del proyecto transforma el mapa petrolero del norte neuquino. La compañía proyecta alcanzar un techo de producción de 100.000 barriles diarios de petróleo (bbl/d) y 12 millones de metros cúbicos diarios de gas. El plan rector contempla la perforación de más de 600 pozos, la construcción de cuatro plantas de procesamiento y el tendido de ductos de evacuación estratégicos.

    El plan de desarrollo en dos fases operativas

    El diseño de ingeniería de Pluspetrol divide el mega proyecto en dos grandes etapas. La estrategia busca monetizar rápidamente las inversiones y escalar la infraestructura de superficie a medida que los nuevos pozos aportan caudal al sistema.

    Las fases proyectadas incluyen:

  • Primera etapa (Zona Sur): Contempla la construcción de dos plantas de procesamiento y la red de infraestructura asociada. La meta fijada estima extraer 50.000 bbl/día de crudo y 6 millones de metros cúbicos diarios (MMSm3/día) de gas.

  • Segunda etapa (Zona Norte): Replica la inversión en fierros y tecnología. Al conectar los pozos de este sector, el bloque alcanzará el ansiado plateau máximo de 100.000 bbl/día y 12 MMSm3/día de gas.

    • El desafío del midstream

    La evacuación del crudo representa el principal cuello de botella histórico del shale oil argentino. El proyecto incluye el desarrollo de ductos propios para garantizar el flujo continuo del crudo hacia los grandes sistemas troncales de exportación.

    Con desarrollos como el de Pluspetrol, Rincón de los Sauces recupera protagonismo estelar. Históricamente ligada al declino del petróleo convencional, la región norte de la provincia de Neuquén recibe ahora el impulso definitivo del no convencional. El desembolso promete dinamizar de inmediato toda la cadena de valor local.

    La decisión corporativa marca un antes y un después para Pluspetrol. Reconocida por su extrema eficiencia en el bloque gasífero La Calera, la empresa diversifica ahora su portafolio con una apuesta mayúscula por los líquidos de Vaca Muerta. Adherir al RIGI resulta la llave maestra; el régimen otorga la previsibilidad fiscal y cambiaria estricta para hundir capital intensivo a largo plazo en Argentina.

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  • El mapa de los dólares: cuáles fueron las petroleras invirtieron más en Vaca Muerta en la última década

    El “Efecto Ormuz”: Cómo la crisis en Medio Oriente acelera el despegue definitivo de Vaca Muerta

    El conflicto desatado en el Estrecho de Ormuz sacudió el tablero energético global y forzó una corrección drástica en las estimaciones de precios. La consultora Rystad Energy ajustó su pronóstico para el barril Brent de 60 a 89 dólares promedio para 2026. Este escenario de precios altos abre una ventana inmejorable para Sudamérica. La región ostenta el potencial de sumar 2,1 millones de barriles diarios (bpd) adicionales para mediados de la próxima década.

    En este contexto geopolítico tenso, Vaca Muerta se consolida como la joya principal para captar nuevas inversiones. El desarrollo no convencional neuquino lidera el dinamismo en el Cono Sur. La producción de crudo actual en la cuenca ronda los 600.000 bpd. Los analistas proyectan un salto hacia el millón de barriles para el cierre de esta década. Hacia 2035, el volumen alcanzará los 1,5 millones de bpd bajo un esquema de precios estándar.

    Si el barril sostiene la barrera de los 100 dólares, el techo neuquino sube aún más. Las proyecciones más optimistas ubican la extracción local en 1,8 millones de bpd. Para lograr esta marca, la infraestructura de transporte resulta determinante. El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) funcionará como el límite operativo crítico que habilitará la evacuación masiva hacia los puertos.

    El rol geopolítico de Sudamérica

    La crisis en Medio Oriente desnudó la fragilidad de las cadenas de suministro internacionales. Radhika Bansal, vicepresidenta de Rystad Energy, destacó que Sudamérica representa hoy la fuente más importante de suministro adicional a nivel global. La región ofrece escala comercial, excelente calidad geológica y una estabilidad política muy superior a la de los países árabes.

    Los ingresos de los estados sudamericanos crecerán en 43.000 millones de dólares este año gracias a la suba del precio del petróleo. Brasil, con Petrobras a la cabeza, capitaliza la mayor porción de este salto. Los ambiciosos desarrollos offshore en territorio brasileño, Guyana y Surinam aportarán más de 1 millón de barriles equivalentes diarios en los próximos diez años.

    Venezuela y el apetito exportador hacia Asia

    El mapa petrolero regional también suma novedades desde el norte. Venezuela retorna al radar de las grandes operadoras tras el cambio de escenario político ocurrido en enero. La consultora calcula que el país caribeño puede incorporar 910.000 bpd para 2035 si se consolidan los cambios y se levantan las sanciones. Los bajos costos operativos seducen a gigantes como Shell y ExxonMobil, quienes ya evalúan los yacimientos.

    Desde el plano local, Argentina mira a Asia para colocar sus futuros excedentes. El informe ratifica que China se posicionará como el destino excluyente de exportación para el shale oil neuquino. El crudo liviano extraído de la roca madre encaja perfectamente en las refinerías asiáticas. Los envíos hacia el mercado chino cobrarán un ritmo constante y firme a partir de 2027.

    Capacidad de ejecución y entorno de negocios

    El éxito de la industria no depende exclusivamente de los recursos en el subsuelo. La capacidad de ejecución de las obras y la agilidad de las cadenas de suministro marcan el verdadero ritmo de la actividad. A nivel global, los cuellos de botella en la construcción de buques de producción flotante (FPSO) demoran el avance de los yacimientos marinos. En Argentina, la disponibilidad de equipos de perforación y sets de fractura representa un desafío constante.

    Los países necesitan marcos regulatorios previsibles para traccionar los capitales necesarios. Las naciones que aceleren los permisos y ofrezcan reglas fiscales claras capturarán los beneficios del actual ciclo alcista. Aquellos mercados que demoren sus decisiones o impongan trabas burocráticas perderán las inversiones frente a competidores mucho más ágiles.

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